Karl Ewalds Blog

Die Windenergie-Misere

Wed, 15 Apr 2026 01:59:17 +0200

Das Thema Windenergie interessiert mich aus zwei Perspektiven: einerseits als Baustein der Energiewende, andererseits weil wir hier vor Ort seit Jahren einen kleinen Bürgerwindpark planen, der leider noch nicht umgesetzt werden konnte. Daher erlebe ich auch ganz aus der Nähe, wie sehr die aktuelle Situation bei den Ausschreibungen den Ausbau belastet.

Für die, die es noch nicht gehört haben: die allermeisten Windparks müssen sich einen Ausschreibungsverfahren stellen, das viermal im Jahr von der Bundesnetzagentur durchgeführt wird und seit geraumer Zeit zunehmend stark überzeichnet ist, d.h. sehr viele sich bewerbende Projekte erhalten keinen Zuschlag.

Ich will hier meine Sicht auf die Lage, die Auswirkungen auf speziell Bürgerwindpark-Projekte, und mögliche Lösungswege beschreiben.

Das Ausschreibungsverfahren

Während bei Photovoltaik ein großer Teil des Zubaus ohne Ausschreibungen erfolgt, nämlich die kleinen Dachanlagen, müssen sich die meisten Windprojekte darum bewerben, einspeisen zu dürfen. Das ist im §28 EEG geregelt:

(1) Die Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land finden in den Jahren 2023 bis 2028 jeweils zu den Gebotsterminen am 1. Februar, 1. Mai, 1. August und 1. November statt.
(2) Das Ausschreibungsvolumen beträgt

im Jahr 2023 12 840 Megawatt zu installierende Leistung und

in den Jahren 2024 bis 2028 jeweils 10 000 Megawatt zu installierende Leistung.

Das Ausschreibungsvolumen wird jeweils gleichmäßig auf die Gebotstermine eines Kalenderjahres verteilt.

Absatz 3 regelt, dass “versäumte” Mengen in den Folgejahren aufgrholt werden können:

3) Das Ausschreibungsvolumen

erhöht sich ab dem Jahr 2024 um die Mengen, für die in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr bei den Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land nach diesem Gesetz keine Zuschläge erteilt werden konnten, (…)

Gemeint ist damit nicht die Menge an Bewerbern, die wegen Überzeichnung abgewiesen wurden, sondern die vorgesehene Menge, für die keine Bieter gefunden werden konnten.

Der Gebotstermin 1. Februar nutzt seit 2025 noch die Mengen des Vorjahres, weil zum Zeitpunkt des Aufrufs dazu die Auswertung des Vorjahres noch nicht abgeschlossen ist.

Die Ausschreibungen haben sich zuletzt folgendermaßen entwickelt (* teils wurde das Ausschreibungsvolumen wegen drohender Unterzeichnung gekürzt; Preise beziehen sich auf die bezuschlagten Gebote):

Termin	Ausschreibung	Gebotsmenge	durchschn. Preis	max. Preis
01.02.23	3210 MW	1501 MW	7,34 ct/kWh	7,35 ct/kWh
01.05.23	2866 MW (statt 3192 MW*)	1597 MW	7,34 ct/kWh	7,35 ct/kWh
01.08.23	1667 MW (statt 3192 MW*)	1436 MW	7,32 ct/kWh	7,35 ct/kWh
01.11.23	2087 MW (statt 3192 MW*)	1981 MW	7,31 ct/kWh	7,35 ct/kWh
01.02.24	2486 MW	1836 MW	7,34 ct/kWh	7,35 ct/kWh
01.05.24	2795 MW (statt 4094 MW*)	2485 MW	7,33 ct/kWh	7,35 ct/kWh
01.08.24	2709 MW (statt 4094 MW*)	2961 MW	7,33 ct/kWh	7,35 ct/kWh
01.11.24	4094 MW	6083 MW	7,15 ct/kWh	7,35 ct/kWh
01.02.25	4094 MW	4896 MW	7,00 ct/kWh	7,13 ct/kWh
01.05.25	3443 MW	4972 MW	6,83 ct/kWh	6,94 ct/kWh
01.08.25	3443 MW	5739 MW	6,57 ct/kWh	6,64 ct/kWh
01.11.25	3450 MW	8155 MW	6,06 ct/kWh	6,12 ct/kWh
01.02.26	3445 MW	7858 MW	5,54 ct/kWh	5,64 ct/kWh
01.05.26	2495 MW

Die letzten beiden Ausschreibungen waren also massiv (mehr als doppelt) überzeichnet, und das höchste Gebot mit Zuschlag war viermal in Folge deutlich unter dem Durchschnitt der Vorrunde! zulketzt war der Preis 1,5ct oder 21% niedriger als ein Jahr davor! Es ist unwahrscheinlich, dass Material und Arbeit Quartal für Quartal billiger geworden sind, und auch die Zinsen sind im letzten Jahr nicht gesunken, also kann das nur bedeuten, dass sich die Projekte einen ruinösen Bieterwettkampf liefern, um überhaupt eine Chance auf einen Zuschlag zu erhalten. Gewisse Preisvorteile sind denkbar, wenn größere Windparks geplant werden, weil dann Baukosten wie Kranbereitstellung, Schwerlasttransport, Stromanschluss sich auf mehr Anlagen verteilen und wohl auch Rabatte bei den Komponenten erzielbar sind. Das ist volkswirtschaftlich und energiepolitisch nicht wünschenswert, weil man auch nicht Betreiber pleite gehen sehen will, so dass die Pachten nicht mehr gezahlt werden können, oder an der Wartung der Anlagen sparen, und Projektierer nicht verschrecken will, weiterhin Windenergie zu planen und aufzubauen. Ein gewisser Risikopuffer muss in jeder Planung enthalten sein, nicht jedes Jahr weht gleich viel Wind, ein Betreiber muss also auch ein schwaches Windjahr überleben können. Immer größere Windparks führen auch eher zu lokalen Überlastungen bzw. erfordern Netzausbau im Verteilnetz, eine Streuung von kleineren Projekten in die Fläche ist netzdienlicher.

Man muss sich klarmachen: ein Windprojekt kann erst bei der BNetzA in die Ausschreibung gehen, nachdem es die Baugenehmigung für alle geplanten Windräder hat. Dem gehen Windgutachten, Pachtverhandlungen, Biotopkartierungen, Vogelbeobachtung, Klärung des Netzanschlusses und natürlich die Anlagenplanung mit u.a. Schallgutachten, Schattenwurfgutachten voraus, was in Summe etliche Jahre braucht. Wer also jetzt an der Ausschreibung scheitert, hat schon Jahre an Aufwand und Planungskosten in das Projekt hineingesteckt. Vielleicht auch schon Investorengeld eingesammelt, das eine Rendite sehen und nicht auf einem Tagesgeldkonto geparkt bleiben will. Der Druck ist groß, dass es wenigstens das nächste Mal klappt.

Im Februar 2026 wurde in Bayern nur ein Zuschlag für 5 WEA mit insgesamt 31 MW im LK Miltenberg erteilt, in Baden-Württemberg insgesamt 4 WEA mit 24 MW. Die regionale Schieflage bei der Windenergieerzeugung verfestigt sich so weiter.

Bis Februar 2026 waren die Ausschreibungen noch um den Rückstand aus den Vorjahren erhöht, dass jetzt im Mai wirklich nur noch ca. 2500MW ausgeschrieben werden, ist angesichts des Backlogs von abgewiesenen 4413 MW im Februar und vermutlich zahlreichen weiteren zwischenzeitlichen Baugenehmigungen fatal!

Fallbeispiel

Bevor ich mögliche Lösungen nenne, möchte ich an einem konkreten Beispiel zeigen, wie schmerzhaft die aktuelle Situation sein kann. Man muss dazu sagen, “unser” Windprojekt hat auch wirklich ziemliches Pech gehabt, aber nun versucht, das beste draus zu machen, und die Perspektive ist unklar. Ich schreibe “wir”, weil ich mich als Anwohner und künftiger Kommanditist dem Projekt verbunden fühle, aber momentan bin ich nur Beobachter und Kommentator, nicht dass hier Missverständnisse aufkommen.

Es geht um das Projekt Bürgerwind Höhenkirchner Forst. Angeleiert wurde das Projekt von drei Anliegergemeinden an diese Forstfläche, Höhenkirchen-Siegertsbrunn im Westen, Egmating im Südosten und Oberpframmern im Nordosten unter wohlwollender Begleitung durch die beiden Landkreise München und Ebersberg. Weitere Infos und Präsentationen finden sich auf der verlinkten Webseite. Er ist einer von zahlreichen Kleinwindparks in den Wäldern um München, die unser nachfolgend geschildertes Problem glücklicherweise nicht hatten und daher schon in Umsetzung oder in Betrieb sind.

Projektstart war 2019 (die Idee wohl noch älter). Da musste man neben den “Konzentrationsflächen”, die der Regionale Planungsverband 2014 festgelegt hat, auch mit den bayerischen Abstandsregeln “10H” planen. Aus Rücksicht auf die umliegenden Gemeinden und den Wespenbussard, der weiter südlich zuhause ist, wurden drei WEA ziemlich nahe beieinander geplant (aber auf einer Nord-Süd Linie, so dass beim üblichen Westwind keine gegenseitige Abschattung zu erwarten ist). Blöderweise war einer der Standorte nahe an der Grenze zwischen Wasserschutzzone IIIA (zulässig) und II (Sperrgebiet). Umfangreiche Maßnahmen zum Grundwasserschutz im Bau und auch im Betrieb wurden festgelegt und sind Teil des Bauantrags. Falls jemand nun denkt “OMG, wie kann man nur”: unsere Forste sind mit Wasserschutzgebieten vollgepflastert. Jede Gemeinde hat einen oder etliche Brunnen, und zu jedem Brunnen gehört entsprechend der Grundwasserflussrichtung, im wesentlichen von Süden, einige Quadratkilometer Wasserschutzzone IIIA und IIIB, ein Fleckchen Forst ohne sowas zu finden ist schwer, und die anderen Kriterien für den Standort müssen ja auch gelten. Das Grundwasser ist hier 20-30 Meter tief unten, da ist also reichlich Deckschicht, es ist keineswegs so, dass man beim Ausheben einer Baugrube nass würde. Entsprechend folgte auch die Baugenehmigung im Oktober 2023. Mit dieser in der Tasche wurde entsprechend auch Ende 2023 das Ausschreibungsgebot bei der BNetzA eingereicht und war erfolgreich.

Sofort wurde vom VLAB (“Verein für Landschaftspflege, Artenschutz und Biodiversität”, einem Verein von Windkraftgegnern, die so ziemlich gegen jedes Windprojekt klagen) Klage eingereicht. “Das übliche”… eher nicht so üblich hatte sich der damalige Ottobrunner CSU-Bürgermeister (in Ottobrunn hat auch ein VLAB-Aktivist seinen Sitz) in den Monaten darauf entschieden, ebenfalls zu klagen - untypischerweise ohne dafür einen Gemeinderatsbeschluss herbeizuführen.
Zentrales Anliegen beider Klagen war der Grundwasserschutz. Leider war die Klage des VLAB in unserem Fall erfolgreich. Die Abstimmung zwischen Genehmigungsbehörde und dem zu diesem Zeitpunkt windkraftkritisch geführten Wasserwirtschaftsamt war nicht rund gelaufen, auch vor Gericht gab es widersprüchliche Aussagen der Behörden.
Das Urteil: der Bescheid ist nicht aufgehoben, aber so nicht vollziehbar. Eine “Heilung” kann in Abstimmung zwischen Antragsteller und Genehmigungsbehörden durch weitere Auflagen erreicht werden. Nicht zu halten war der Standort der einen WEA, die dem Brunnen am nächsten gewesen wäre.
Zum Zeitpunkt der Gerichtsverhandlung galt die 10H-Regel nicht mehr - das Gericht war auf Basis der aktuellen Rechtslage zu der Überzeugung gelangt, dass die WEA auch anders im Wald hätten verteilt werden können.
Würden wir den Standort nach neuem Recht maximal ausreizen und insgesamt 11 WEA aufstellen, dann wäre sogar der kritische Standort genehmigungsfähig, weil anders die Maximalzahl nicht unterzubringen wäre, aber da wir ja nur viel weniger Anlagen bauen wollten, war diese Überlegung hinfällig.

Nun haben wir also drei EEG-Ausschreibungsgewinne datiert Ende 2023. Für die wegfallende Anlage mussten wir 167000 Euro Strafe zahlen, denn der Zuschlag ist auf genau die Anlage an genau dem in dieser Baugenehmigung bezeichneten Standort festgelegt. Die anderen müssen nach §36e EEG binnen 36 Monaten in Betrieb gehen, was aber auf Antrag um maximal 18 Monate verlängert werden kann. Sonst drohen auch dafür Strafzahlungen von ca. 110.000 bis 330.000 Euro. Um trotz dieser Nachteile einen “Business Case” zu haben, wie man so schön sagt, haben sich die Initiatoren im Oktober 2024 entschieden, drei weitere WEA in einer Linie weiter nordöstlich zu planen, so dass wir insgesamt fünf WEA haben werden. Durch den Wegfall von 10H haben wir mehr Spielraum und die Genehmigungsdauer wurde auch unter der Ampel-Regierung deutlich verkürzt. Laut Projektwebseite wurde der Ergänzungsbescheid für die zwei WEA aus der ersten Runde im Oktober 2025 erteilt, und die Genehmigung der drei weiteren im Dezember. Die insgesamt fünf WEA sollen in einer Bauphase aufgestellt werden, das spart Kosten und sichert baldige Stromerlöse. Aber dazu muss natürlich für die neuen drei Anlagen auch die EEG-Vergütung gesichert sein. Vor zwei Jahren hätte man das noch als Formsache abgetan, nun sieht es anders aus.

Zweifellos waren die drei neuen WEA nun bei der Ausschreibungsrunde vom 1. Februar 2026 im Rennen, sind aber leer ausgegangen.

Wäre es anders gegangen?

Bürgerwindparks müssen nicht in die Ausschreibung gehen, allerdings setzt das EEG enge Vorgaben daran, was ein Bürgerwindpark ist, und wie man sich dann verhalten muss:

zunächst gilt die Definition von §3 EEG Nummer 15:

„Bürgerenergiegesellschaft“ jede Genossenschaft oder sonstige Gesellschaft,

a) die aus mindestens 50 natürlichen Personen als stimmberechtigten Mitgliedern oder stimmberechtigten Anteilseignern besteht,
b) bei der mindestens 75 Prozent der Stimmrechte bei natürlichen Personen liegen, die in einem Postleitzahlengebiet, das sich ganz oder teilweise im Umkreis von 50 Kilometern um die geplante Anlage befindet, nach dem Bundesmeldegesetz mit einer Wohnung gemeldet sind, wobei der Abstand im Fall von Solaranlagen vom äußeren Rand der jeweiligen Anlage und im Fall von Windenergieanlagen von der Turmmitte der jeweiligen Anlage gemessen wird,
c) bei der die Stimmrechte, die nicht bei natürlichen Personen liegen, ausschließlich bei Kleinstunternehmen, kleinen oder mittleren Unternehmen nach der Empfehlung 2003/361/EG der Kommission vom 6. Mai 2003 betreffend die Definition der Kleinstunternehmen sowie der kleinen und mittleren Unternehmen (ABl. L 124 vom 20.5.2003, S. 36) oder bei kommunalen Gebietskörperschaften sowie deren rechtsfähigen Zusammenschlüssen liegen, und
d) bei der kein Mitglied oder Anteilseigner der Gesellschaft mehr als 10 Prozent der Stimmrechte an der Gesellschaft hält,

wobei mit den Stimmrechten nach Buchstabe b in der Regel auch eine entsprechende tatsächliche Möglichkeit der Einflussnahme auf die Gesellschaft und der Mitwirkung an Entscheidungen der Gesellschafterversammlung verbunden sein muss, es beim Zusammenschluss von mehreren juristischen Personen oder Personengesellschaften zu einer Gesellschaft ausreicht, wenn jedes der Mitglieder der Gesellschaft die Voraussetzungen nach den Buchstaben a bis d erfüllt und es bei einer Gesellschaft, an der eine andere Gesellschaft 100 Prozent der Stimmrechte hält, ausreicht, wenn die letztere die Voraussetzungen nach den Buchstaben a bis d erfüllt,

Da es geplant ist, den Windpark als GmbH&Co KG aufzusetzen, und zunächst den Bürgern der Anliegergemeinden zur Zeichnung anzubieten, was nach Erfahrung in Nachbarorten binnen Stunden oder Tagen voll platziert ist, können wir diese Anforderungen vermutlich leicht erfüllen. Aber die Komplexität der Vorgaben erklärt schon, dass man bisher diese Route nicht gegangen ist, sondern sich lieber über die Ausschreibung das “Ticket” zur Einspeisung geholt hat. Konkret für einen Windpark kommen nämlich noch die Anforderungen des §22b EEG dazu (Auszüge):

(1) Die Ausnahme von dem Erfordernis eines wirksamen Zuschlags nach § 22 Absatz 2 Satz 2 Nummer 3 ist nur zulässig, wenn

der Bundesnetzagentur mitgeteilt worden ist, dass die Windenergieanlagen an Land Anlagen einer Bürgerenergiegesellschaft sind,

diese Mitteilung der Bundesnetzagentur spätestens drei Wochen nach Erteilung der Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz zugegangen ist und in der Mitteilung die Registernummer angegeben ist und

die Bürgerenergiegesellschaft sowie ihre stimmberechtigten Mitglieder oder Anteilseigner, die juristische Personen des Privatrechts sind, und die mit diesen jeweils verbundenen Unternehmen nach Artikel 3 des Anhangs I der Verordnung (EU) Nr. 651/2014 in den vorangegangenen drei Jahren keine weiteren Windenergieanlagen an Land in Betrieb genommen haben.

(4) Das Vorliegen der Anforderungen nach § 3 Nummer 15 ist zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme und danach alle fünf Jahre gegenüber dem Netzbetreiber nachzuweisen. Der Nachweis muss für die folgenden Zeiträume erfolgen:

bei der erstmaligen Nachweisführung für die zwölf Monate, die der Meldung nach Absatz 1 Nummer 1 oder Absatz 2 Nummer 1 vorangegangen sind, wobei bezüglich der Anforderungen nach § 3 Nummer 15 Buchstabe a, c und d der Nachweis für den Zeitraum des Bestehens der Bürgerenergiegesellschaft ausreicht, wenn dieser Zeitraum kürzer ist, und

bei allen weiteren Nachweisführungen jeweils für die zwölf Monate, die dem Zeitpunkt der Nachweisführung vorangegangen sind.

Der Nachweis kann bei der erstmaligen Nachweisführung durch Eigenerklärung erfolgen; in diesem Fall muss die Bürgerenergiegesellschaft dem Netzbetreiber auf Verlangen geeignete Nachweise zur Überprüfung der abgegebenen Eigenerklärungen vorlegen. Wird der Nachweis nach den Sätzen 1 bis 3 nicht bis spätestens zwei Monate nach Ablauf der Fristen nach Satz 1 geführt, entfällt ab dem ersten Tag des Kalendermonats, der auf den Ablauf der Frist nach Satz 1 folgt, der Vergütungsanspruch nach § 19 Absatz 1. Die Sätze 3 und 4 sind auf den Nachweis der Anforderungen nach Absatz 1 Nummer 3 und Absatz 2 Nummer 2 entsprechend anzuwenden.

(5) Bürgerenergiegesellschaften sowie deren stimmberechtigte Mitglieder oder Anteilseigner, die juristische Personen des Privatrechts sind, und die mit diesen jeweils verbundenen Unternehmen nach Artikel 3 des Anhangs I der Verordnung (EU) Nr. 651/2014 dürfen für drei Jahre ab der Mitteilung nach Absatz 1 Nummer 1 oder Absatz 2 Nummer 1 keine Förderung nach diesem Gesetz oder einer auf Grund dieses Gesetzes erlassenen Rechtsverordnung für weitere Anlagen derselben Technologie und desselben Segments in Anspruch nehmen. Eine Teilnahme an den jeweiligen Ausschreibungen nach § 28, § 28a oder § 28b ist während dieses Zeitraums nicht zulässig.

Was ein Scheiß! Wenn mir also innerhalb der 20 Jahre zu viele Gesellschafter aus dem Ort (zu weit) wegziehen, dann kann es mir passieren, dass die Förderung endet! Muss ich in den Beteiligungsvertrag eine Bleibensklausel einfügen? Wie müsste man die rechtssicher formulieren - wäre das überhaupt zulässig? Es kann ja auch der Erbfall eintreten und die Erben sitzen ganz woanders.

Nachträglich wechseln können wir schon deshalb nicht, weil die Meldung laut Absatz 1 Nummer 2 innerhalb von drei Wochen nach Baugenehmigung erfolgen muss.

Ob wir mit den neuen Anlagen Bürgerenergie spielen dürfen, während wir die vorigen zwei über die Ausschreibung eingetütet haben, ist auch fraglich. Absatz 1 Nummer 3 trifft nicht zu, weil die “alten” zwei ja noch nicht gebaut, also auch noch nicht in Betrieb genommen sind. Aber wir wollen für die natürlich auch Einspeisevergütung wie bezuschlagt. Soll ich Absatz 5 so lesen, dass die Teilnahme an Ausschreibungen (in der Zukunft) das konkretisierende Kriterium ist? Das würde passen, denn wir sind dann erstmal durch und werden keine weiteren planen. Wenn aber auch die Vereinnahmung der EEG-Vergütung aus den ausgeschriebenen gemeint ist, dann sind wir raus. Hätten wir die ersten drei als Bürgerenergie angemeldet, dann dürften wir die Nachbesserungsaktion mit den weiteren drei so nicht durchziehen, sondern müssten uns mit den zwei verbleibenden begnügen und drei Jahre abwarten. Ich mache mir jetzt nicht die Mühe, genau rauszufinden, ab welchem Ereignis die drei Jahre zählen.

Ich würde zusammenfassen: das Bürgerenergie-Modell ist im Gesetz maximal sperrig ausgestaltet und es ist kein Wunder, wenn es gemieden wird.

Wohl aufgrund der sinkenden Ausschreibungspreise ist auf der Liste bei der BNetzA trotz dieser Widrigkeiten eine deutliche Zunahme der §22b Meldungen ab Sommer 2025 sichtbar.

Als EEG-Vergütung für die nicht ausschreibungspflichtigen Anlagen gilt der Durchschnittwert der Zuschläge zwei Jahre vor Inbetriebnahme, für 2026 sind das 7,32 ct/kWh, das klingt im Vergleich zu aktuellen Auktionsergebnissen traumhaft. Aber schon bei Inbetriebnahme 2027 liegt er nach meiner Berechnung bei 6,62 ct, und wenn wir jetzt zu bauen beginnen würden, wäre das sicher das frühestmögliche Jahr. Dauert es bis 2028, sind wir im Dumpingpreisbereich (je nachdem, wie sich dieses Jahr noch entwickelt).

Eine Beteiligung an einem Projekt auf Ausschreibungsbasis hat ein komplett anderes Timing als sie für Bürgerenergie erforderlich ist: der Prospekt für die KG wird erst nach dem Zuschlag in der Ausschreibung erstellt, weil dann die Prognosezahlen auf Basis des gesicherten Strompreises gerechnet werden können. Dieser Prospekt muss dann noch von der BaFin genehmigt werden, und dann können die Bürger die Anteile zeichnen.
Bei der Bürgerenergie muss dagegen die Gesellschaft schon existieren, wenn die Baugenehmigung ankommt, damit die Meldefrist bei der BNetzA eingehalten werden kann. Ein Prospekt kann den Strompreis wie oben skizziert schätzen, muss dazu aber das Inbetriebnahmejahr kennen. Aber Unwägbarkeiten bei der Baugenehmigung können dieses Datum verschieben, so dass das zeitliche Risiko auch zum Vergütungsrisiko wird. Außerdem wird man in so einem Fall das Zahlungsdatum für den Großteil der Beteiligungssumme weit in die Zukunft verlegen, weil man das meiste Geld ja erst bei Baubeginn für den Anlagenkauf und die Bauleistung braucht. Es muss einen Plan geben, wenn dann einzelne Gesellschafter doch nicht zahlen können.

Unter den vorliegenden Umständen müssen wir uns überlegen, ob es wirtschaftlich ist, jetzt die beiden ersten Anlagen zu errichten, und die Infrastruktur (Trafo, Leitungen) auf alle fünf auszulegen, und mit dem Bau der anderen zu warten, bis wir einen Zuschlag haben. Das erhöht die Kosten und (sofern es bei einer Beteiligungsgesellschaft bleibt, sonst wird alles noch komplizierter) der Prospekt ist mit vielen Fragezeichen versehen, so dass die Investitionsbereitschaft von Enthusiasten abgesehen deutlich gemindert sein dürfte. Sofern die BaFin den Prospekt nicht sogar wegen der Lücken beanstandet. Oder wir fangen schon mal das Bauen aller Anlagen an, und hoffen, dass wir eine Auktion vor Inbetriebnahme gewinnen, ggf. nachdem die Politik nachgesteuert hat, wie unten betrachtet. Die Großindustrie (Autos, Chemie, Stahl) macht es ja im klimaschädlichen Wirtschaften vor: Umstellung verbummeln, dann bei der Politik heulen, und bereits festgesetzte Regeln werden abgeschwächt. Da Bayern inzwischen auch Windkraft will, ist damit zu rechnen, dass die eine oder andere Regelung zu unseren Gunsten realisiert wird.

Lösungswege

Nun zurück zur großen Politik. Unser Fall ist zwar sehr speziell, aber es gibt sicher auch viele Windprojekte in Bayern (nicht nur – auch BaWü leidet unter der Situation und kleine Projekte bundesweit), die nach dem Fall der 10H Regel gestartet sind und daher erst kürzlich die Baugenehmigung erhalten haben oder erst noch erhalten werden.

Die aktuelle Situation halte ich für miserabel. Die Ausschreibungsmengen passen nicht zur Pipeline an Projekten, die in den letzten Jahren erfreulicherweise angewachsen ist. Die durch frühere Fehlmengen erhöhten Ausschreibungsvolumina haben auch Zuversicht vermittelt, und das Schrumpfen auf das “normale” Jahreskontingent von 10 GW ist ernüchternd. Das ist geeignet, die Windkraft schon ohne weiteres Störfeuer von Frau Reiche abzuwürgen und wirtschaftlich instabile, auf Kante genähte Windparks zu erzeugen. Offenbar kann auch eine bessere räumliche Verteilung neuer Windenergie in Deutschland so nicht angereizt werden.

Das Problem: Schnellschüsse sind schwierig, weil das EEG bis 2028 so von der EU beihilferechtlich genehmigt ist und Änderungen ebenfalls genehmigt werden müssen, sonst müsste die BNetzA ihre Zusagen unter Vorbehalt stellen, und damit ist keine Investitionssicherheit gegeben. Dass es nach 2028 zu einer grundlegenden Änderung kommen wird, scheint ausgemacht. Voraussichtlich werden die Festpreise durch “Contracts for Difference” ersetzt, bei denen ausgehend von einem Grundpreis Mehrerlöse in Hochpreisphasen auf die Zuzahlung bei Niedrigpreisen angerechnet werden.

Aus meiner Sicht könnten folgende Maßnahmen kurzfristig umsetzbar sein:

eine regionale Aufteilung der Ausschreibungsvolumina sollte beihilferechtlich unproblematisch sein, stößt zwar Projektentwickler im Norden vor den Kopf, aber wäre aus Netzsicht vorteilhaft (siehe auch meinen vorigen Blogartikel “Referenzertragsmodell ist sinnvoll!”).
das Kernproblem ist aber die Ausschreibungsmenge. Die bestehenden Regeln für eine Erhöhung in §28 EEG sind nicht einschlägig: unzureichender Ausbau oder erhöhter Stromverbrauch sind rückwärtsschauende Kriterien, aber auch wenn wir bisher schwächeln, sind ja nun Wärmepumpen und Elektroautos im Trend, und der Ausbau sollte sich besser an dem absehbaren Bedarf in der Zukunft orientieren als an heute schon ablesbaren Stromverbrauchszahlen. Dazu kommt noch ein gesteigertes Interesse an Kostenunabhängigkeit von fossilen Importen.
Was ich mir da vorstellen könnte: wie bei drohender Unterzeichnung eine Reduktion vorgenommen werden soll, könnte man bei erheblicher Überzeichnung eine Erhöhung der Menge auf Kosten künftiger Ausschreibungen festschreiben. Das erlaubt ein Vorziehen des Ausbaupfads, wenn auch keine Erhöhung des Gesamtvolumens - es würde zumindest rechtssicher eine schnelle Korrektur erlauben und die Erhöhung der Volumina in Abstimmung mit der EU zeitlich entkoppeln, das käme uns momentan sehr gelegen.
Man könnte die Erhöhung auch an ein sinkendes Höchstgebot koppeln, z.B. für jede 250 MW Ausweitung sinkt das Höchstgebot um 0,1 ct/kWh - wenn es bei 2500 MW bei nun 7,25 ct/kWh liegt, würde es bei 3500MW bei 6,85 ct/kWh liegen oder bei 4500 MW bei 6,45 ct/kWh. Das ist immer noch mehr als die momentan ruinösen Gebote.
da Bürgerwindparks aufgrund ihrer Kleinteiligkeit tendenziell etwas unwirtschaftlicher sein werden als große Parks, könnte die gleichmäßigere Verteilung im Land auch durch eine Aufweichung der Bürgerenergie-Regeln begünstigt werden. Zunächst scheint mir unlogisch, warum einerseits die Anzahl WEA für ein Bürgerwindprojekt nicht limitiert ist, aber eine zeitliche Staffelung ausgeschlossen wird. Wenn man diese streichen würde und einen “Spurwechsel” durch Streichung der Drei-Wochen-Frist nach Genehmigung ermöglichen würde, dann würde das die Windenergie besser in die Fläche tragen. Dort sind meist Netzanschlüsse vorhanden, an denen genug Verbraucher hängen, so dass die Windenergie lokale Abnehmer findet und ein Netzengpass nicht gegeben ist (die angedachte Regelung von Frau Reiche wirft PV und Wind in einen Topf, obwohl die Erzeugungsprofile jahreszeitlich eher komplementär sind – wenn wegen PV abgeregelt wird, kann das auf Wind nur selten zutreffen). Das wäre nach meinem Dafürhalten auch beihilferechtlich ohne Konsequenz, weil es nur Verfahrensthemen betrifft, und die Bürgerwind-Zubaumengen ja im Folgejahr vom Ausschreibungsvolumen abgezogen werden (ersetzt daher auch nicht den vorigen Punkt, sondern ergänzt ihn).

Das sind so meine Ideen zu der Sache.

Gasturbinen für das erneuerbare Stromnetz?

Wed, 08 Apr 2026 13:46:11 +0200

Seit geraumer Zeit habe ich den “Cleantech Ing” Newsletter von Rico Grimm abonniert (anonym via RSS, wie es ein Nerd so tut) und in seiner aktuellen Ausgabe hat er mit der Überschrift “Grüner Wasserstoff frisst Turbinen” einen Artikel bei “Ingenieur” verlinkt.

Dazu habe ich auf Mastodon kommentiert, was ich auch hier festhalten möchte:

Das Fraunhofer IWM hat ein Materialprüfverfahren entwickelt, um die Lebensdauer von Turbinenmetall mit Wasserstoff genauer vorherzusagen.

Was mich irritiert: der Autor sieht die wasserstofffähige Gasturbine als ein Muss für die Energiewende:

Denn klar ist: Die Energiewende braucht Gasturbinen. Und Gasturbinen brauchen Materialien, die Wasserstoff aushalten. Ohne diese Materialien bleiben „H₂-ready“-Gaskraftwerke ein theoretisches Konzept für die (ferne) Zukunft.

Ich sehe sie dagegen in Konkurrenz zur Brennstoffzelle, und damit nicht alternativlos. Diese hat eine höhere Stromausbeute und manche Modelle können auch als Elektrolyseur betrieben werden.

Die Dekarbonisierung braucht viel Wasserstoff: als Grundstoff für die chemische Industrie wird er heute klimaschädlich mit Dampfreformierung aus Erdgas gewonnen – und großteils weiterverarbeitet u.a. zu Ammoniak oder Methanol, die sich leichter importieren lassen –, zur Direktreduzierung von Stahl ersetzt er den bisherigen Hochofenprozess mit Koks, daneben gibt es Hochtemperaturanwendungen, denen er als Brennstoff dient. Und für die “Dunkelflaute” soll er als Langzeitspeicher von Energie dienen. Zumindest einen Teil davon sollten wir inländisch erzeugen - also werden wir viele Elektrolyseure aufbauen, die beim weiteren Ausbau von Wind und Solar die Stromüberschüsse dankbar aufnehmen.
In der Dunkelflaute werden Elektrolyseure nicht laufen - also ideal, reversible Elektrolyseure/Brennstoffzellen dann als Stromerzeuger einzusetzen und einen Parallelaufbau von fürs Rumstehen bezahlten Gaskraftwerken zu unterlassen!

Während wie im Artikel gezeigt, wasserstofffeste Gasturbinen noch eine technische Herausforderung sind, gibt es reversible Brennstoffzellen bereits zu kaufen – ich verfolge da seit Jahren die Story von Reverion, der Webauftritt leider ganz entgegen meinen Präferenzen, aber der Inhalt spricht für sich: neben dem dunkelgrünen Container für Biogas (mit Carbon Capture, also CO2-Abscheidung) wurde in einer SPRIND-Förderung der weiße Container für reinen Wasserstoffbetrieb entwickelt.

Update: Der BR hat zum Biogas-Szenario am 17.04. einen kurzen Beitrag veröffentlicht. Als Vorteil wird die höhere Stromausbeute und der leisere Betrieb genannt. Als Nachteile die hohen Kosten (jedoch ohne sie zu benennen oder ins Verhältnis zur üblichen Technik zu setzen) und dass das junge Produkt noch keine Erfahrungswerte zur Lebensdauer ermöglicht. Dass das CO2 abgeschieden wird, wurde nur implizit kurz erwähnt.

Gibt es zu den Alternativszenarien separate Elektrolyseure und H2-Gaskraftwerke vs. reversible Brennstoffzellen vergleichende Studien?
(Falls ich eine Antwort finde, werde ich sie hier ergänzen.)

PV-Dachanlagen böse? Das Argument Netzentgelte (und eine Anmerkung zu Strompreiszonen)

Tue, 24 Mar 2026 08:36:41 +0100

Der geplante Wegfall der Einspeisevergütung für Dachanlagen wird mit der Belastung der Netze begründet. Ich habe im vorigen Blogeintrag schon illustriert, wie ein netzdienliches Einspeiseprofil ohne Direktvermarktung angereizt werden könnte. Nun betrachte ich die Diskussion um die Netzentgelte.

Die Netze zu errichten und zu betreiben/pflegen kosten einen Haufen Geld. Die Leitung muss da liegen, egal ob ich sie ständig nutze oder nur hin und wieder. Wobei es im Verteilnetz den Gleichzeitigkeitsfaktor gibt, je mehr Anschlüsse von einer Leitung bedient werden, desto geringer ist die Wahrscheinlichkeit, dass alle gleichzeitig die Anschlussleistung ausschöpfen, daher kann die Leitung bei minimalem Risiko überbucht werden.

Es schien ausreichend, beispielsweise für hundert Haushalte die Anschlussleistung von zwölf bereitzustellen. Sind elektrische Durchlauferhitzer vorhanden, wird etwas großzügiger geplant. Die Energiewende mischt hier aber die Karten neu, an einem kalten Wintertag könnten eine Vielzahl von Wärmepumpen gleichzeitig stundenlang auf Volllast laufen, oder gar die Heizstäbe zum Einsatz kommen. Abends könnten viele Elektroautos gleichzeitig das Laden anfangen. Deshalb wurde die Fähigkeit erst zur Abschaltung, dann zum Dimmen geschaffen: §14a EnWG.

Aber es besteht kein Zweifel, dass die Verteilnetze ausgebaut werden müssen, um die Energie zu transportieren, die wir früher aus Heizöl, Gas oder Benzin und Diesel gezogen haben - glücklicherweise ist Strom viel effizienter und schon etwa ein Viertel elektrischer Energie ersetzt die Fossilen. Außerdem sind erneuerbare Erzeugungsanlagen nicht beliebig im Land platzierbar, von den geeigneten Standorten brauchen wir Leitungen ins Netz und ggf. durchs Land. Das alles wird über den Preisbestandteil “Netzentgelte” im Strompreis bezahlt.

Als Preisgrundlage kommen grundsätzlich drei Maße in Frage:

Grundpreis: ein fester Preis für den Anschluss, ganz unabhängig von der Nutzung;
Leistungspreis: der Preis hängt von der höchsten genutzten Leistung innerhalb eines Betrachtungszeitraums ab;
Arbeitspreis: der Preis hängt von der entnommenen Energiemenge (kWh) ab.

Der Leistungspreis konnte früher nur mit einem aufwändigeren Meßgerät ermittelt werden. Diese lohnte sich nur bei Großverbrauchern der Industrie einzubauen. Für Haushalte bleibt also nur Grundpreis oder Arbeitspreis. Man wollte aber den Grundpreis nicht abschreckend hoch machen, daher blieb nur die Option, für Haushalte den größten Teil der Netzentgelte auf den Arbeitspreis umzulegen. Damit wird auch Energiesparen gefördert, was ja ein volkswirtschaftlich wünschenswertes Ziel ist.

Bei reinen Verbrauchern kann man auch in etwa davon ausgehen, dass der durchschnittliche Verbrauch und die Belastung des Stromnetzes eng zusammenhängen, es ist also fair, und Wenigverbraucher zahlen nur einen geringen Betrag für das reine Vorhandensein des Stromanschlusses. Diese Betrachtung kippt aber, wenn die Nutzerschaft sich auf Prosumer, also Haushalte mit eigener PV, die viel Eigenverbrauch haben, im Sommer womöglich überflüssigen Strom einspeisen, aber im Winter ähnlich viel, oder aufgrund ihrer veränderten Gewohnheiten (“billiger Strom”, Rebound-Effekt) sogar mehr Strom aus dem Netz beziehen, aber in Jahressumme einen deutlich niedrigeren Strombezug haben, einerseits und weiterhin reine Verbraucher ohne PV andererseits verteilt. Hier zahlen die reinen Verbraucher einen Teil der Netzkosten für die Prosumer mit. Das ist die Logik, warum Netzentgelte auf den Eigenverbrauch oder andere Ausgleichszahlungen diskutiert werden, obwohl das nach der naiven Betrachtung: “was willst du von mir, mein Eigenverbrauch durchläuft das Netz doch garnicht?!” unlogisch erscheint.

Wie kann es nun weitergehen?

Kürzlich bin ich auf den Podcast Energiezone aufmerksam geworden, der das Thema in Ep. 111 und 112 mehr oder weniger sachlich und fundiert bespricht (z.B. fällt völlig verfehlt das Stichwort “Net Metering”, das gibt es bei uns nur illegal bei Nichtanmeldung eines Balkonkraftwerks und Weiterbetrieb eines Ferraris-Zählers ohne Rücklaufsperre, oder ganz kurz zwischen MaStR-Anmeldung und Zählertausch; in den Niederlanden dagegen ist das als Anreiz für den privaten PV-Zubau jahrelang zur Geschäftsgrundlage erklärt worden - im Vergleich zu der “Stromgutschrift” sind auch unsere EEG-Vergütungen seit vielen Jahren lächerlich niedrig). Auch im Forum der Lage der Nation beispielsweise hier wird die entsprechende Betrachtung im Verfahren “AgNes” der Bundesnetzagentur thematisiert.

Aus meiner Sicht sind folgende Aspekte für eine Neuregelung zu berücksichtigen:

naive Verbraucher sollen nicht einem unverhältnismäßigen Kostenrisiko ausgesetzt werden, das wäre der Fall, wenn ein wesentlicher Preisbestandteil auf den Leistungspreis verlagert und dieser entweder als höchste auftretende Lastspitze oder die höchste beobachtete Viertelstundenleistung (die sich ja aus den Messwerten eines SmartMeter ableiten lässt) definiert wird. Da könnten beispielsweise eine im allgemeinen wenigverbrauchende Familie, die fürs Weihnachtsfestessen alle Register des Elektroherds gezogen hat, oder Mieter in Objekten mit elektrischem Durchlauferhitzer zu stark belastet werden.
aufgrund des Gleichzeitigkeitsfaktors mitteln sich Verbrauchsspitzen mutmaßlich aus, entscheidend für die Netzdimensionierung ist aber die längerdauernd hohe Last innerhalb von saisonalen Schwankungen.
andere Steuerungsinstrumente wie zeitvariable Netzentgelte (oder sogar dynamische - da muss aber Preistransparenz für die Verbraucher bestehen, und für Verbrauchssteuerung wie durch ein HEMS sollte dafür eine einheitliche API definiert und von allen Netzbetreibern bereitgestellt werden, am besten mit einem Vorlauf von 12 Stunden oder mehr) können einen Teil der Netzdienlichkeit anreizen und damit den Anteil der auf anderer Basis abzurechnenden Netzentgelte senken.

Ich halte für die Leistungskomponente folgendes Maß für am besten geeignet:

die höchste durchschnittliche Monatsbezugsleistung im Verlauf eines Kalenderjahres

Warum das:

durch die Durchschnittsbildung pro Monat fallen alle kurzzeitigen Schwankungen im Verbrauch heraus, das minimiert die zufällige Streuung und den Einfluss von Einzelereignissen (erfüllt das Kriterium “keine Überraschungen”);
durch den Betrachtungszeitraum eines ganzen Jahres werden saisonale Schwankungen zuverlässig erfasst (trifft also die, die es treffen soll: die Prosumer, die nur im Winter Netzbezug haben, da aber ggf. hohen);
noch idealer wäre die Betrachtung pro Winter, also Juli zu Juni, damit der Schnitt nicht in der “interessanten” Periode erfolgt, aber ich denke, die Bindung ans Kalenderjahr ist leichter zu vermitteln und deckt sich mit anderen Regelungen.

Natürlich muss man eine Regelung finden für die unterjährige Abrechnung eines Anschlusses. Der Wechsel des Stromanbieters ist dabei ohne Bedeutung, wenn der Anschlussinhaber gleich bleibt: genau wie die Zählerkosten werden die Netzentgelte ja vom Stromanbieter nur durchgereicht.
Aber wenn der Anschlussinhaber wechselt, muss eine Schlussabrechnung möglich sein, und es ist die Frage, ob man einem Neu-Inhaber die bisherige Historie belasten soll. Für die Schlussabrechnung könnte der letzte 12-Monats-Zeitraum bis zum Versorgungsende genommen werden (oder seit Versorgungsbeginn, falls kürzer), das vermeidet eine spätere Korrektur. Für den Neu-Inhaber könnte das Rumpf-Jahr bis Jahresende ausgewertet werden, das enthält ja immerhin typischerweise den Dezember und damit einen PV-schwachen Monat. Damit braucht nicht zwischen einem übernommenen und einem neu hergestellten Anschluss unterschieden werden.

Nun ist noch die Frage, wie sich die neue Leistungskomponente zwischen die bestehenden Grundpreis und Arbeitspreis einreiht, und welchen Anteil sie übernehmen soll.
Ich denke sie sollte zunächst den Grundpreis mindern. Nach meinem Eindruck haben viele Stromanbieter den Grundpreis erhöht, möglicherweise auch um die Netzentgelte zuverlässig zu erlösen. Der Leistungspreis ist dafür eine fairere Grundlage.
Natürlich soll auch der Arbeitspreis gesenkt werden, das ist ein wichtiger Treiber der Energiewende, weil so z.B. die Wirtschaftlichkeit von Wärmepumpen gegenüber anderen Alternativen gestärkt wird. Einige Cent kann man hier umlagern. Aber es muss auch noch genug Spielraum bleiben, über zeitvariable oder sogar dynamische Netzentgelte netzdienliches Verhalten anzureizen. Das ist um so wichtiger, solange die einheitliche Gebotszone beim Börsenstrompreis teilweise lokale Fehlanreize setzt.

Apropos…

Strompreiszonen

Ich würde mir ja wünschen, dass die Politik sich zu einem nodalem Börsenpreisdesign durchringt. Agora Energiewende hat das schön vorgerechnet, auch eine Studie der TUM, die nach dem Start der ENTSO-Gebotszonenüberprüfung erstellt wurde, hat ein nodales Preissystem im Gegensatz zu mehreren Zonen als das überlegene identifiziert. Ganz frisch ist die Ariadne-Studie, die (im Vergleich mit einer oder drei Zonen) 22 Zonen als Näherung eines nodalen Markts als vorteilhaft ermittelt. Eigentlich müsste das Konzept “der Markt regelt, wenn er die Randbedingungen zutreffend abbildet” in der Union anschlussfähiger sein als eine “Planwirtschaft” mit staatlich geregelten Redispatchverfahren.

Umstellungen sind immer schmerzhaft und führen zu einmaligen Umstellungskosten. Deshalb ist es wichtig, dass das zukünftige Design langfristig stabil fortbestehen kann. Ein Kritikpunkt gegen eine Zonenaufteilung ist, dass sich durch den Netzausbau die sinnvollen Zonengrenzen verschieben würden, und damit die Zonenaufteilung schon veraltet wäre, wenn sie wirksam wird. Nodale Preise vermeiden diesen Einwand. Mit fein differenzierten Börsenpreisen können wir die Redispatch-Kosten in Milliardenhöhe fast völlig eliminieren, die heute auf die Netzentgelte umgelegt werden. Mit dem weiteren Ausbau der Erneuerbaren, auf die ich hoffe und setze, sind zutreffende Preissignale unverzichtbar. Denn auch die HGÜ-Leitungen von in Summe ca. 10 GW und die anderen Netzausbaumaßnahmen werden die “Kupferplatte” nicht wiederherstellen. Diese Hoffnung der Single-Zone-Verfechter, wie Prof. Christof Bauer (TU Darmstadt) halte ich für illusorisch - Deutschland hat heute schon einen Strombedarf von ca. 60GW und der wird sich mit Sektorkopplung mindestens verdoppeln. Einen falschen Börsenpreis durch dynamische Netzentgelte zu korrigieren ist komplex und löst das Übel nicht an der Wurzel, wird also Redispatch nur etwas mindern und wird bei unzureichender “Elastizität” (also zulässiger Schwankungsbreite des Preises) den Kampf gegen ein falsches Börsenpreissignal verlieren, die dennoch fehlgeleitete Flexibilitäten würden den Redispatchbedarf in die Höhe treiben, das Operating der Netzbetreiber mehr denn je beanspruchen und womöglich sogar unsere Versorgungssicherheit gefährden.

ein paar Gedanken zu KI

Sat, 21 Mar 2026 11:48:23 +0100

Über KI ist eigentlich schon genug geschrieben worden, von Leuten, die das besser können als ich. Warum also dieser Eintrag? Neulich ist mir über die Plattform ZDFmitreden ein Fragebogen geschickt worden, der diverse Einschätzungen und Meinungen im Themenfeld “KI” abgefragt hat. Dabei hat er nicht definiert, was mit KI gemeint ist, und die Fragen waren auch teilweise mit “KI” und teilweise mit “Automatisierung” formuliert.

Neben den Multiple-Choice Antworten habe ich mich auch in den Freitextfeldern ausgetobt und möchte die Texte hier festhalten. Mit “ihr” sind also die Fragesteller dieser Umfrage gemeint. Ich habe jetzt beim Durchlesen ein paar Korrekturen und Ergänzungen vorgenommen.

Ich bin irritiert, dass hier in der Fragestellung von “KI” zu “automatisierbar” gewechselt wurde. Wir automatisieren, seit es Maschinen, und erst recht Rechenmaschinen/Computer gibt. Schon wenn ich in einem Text die Volltextsuche benutze, um ein Wort zu finden, dann automatisiere ich das Lesen, denn ich muss nicht, wie es in einem Papierdokument wäre, selbst mit den Augen den Text durchgehen und das Wort finden (und nicht übersehen). Das können Computer sehr gut und schnell. Rechnen ebenso. Jede Tabellenkalkulation mit Formeln (also ein Excel-Sheet, wenn ich Microsoft Office als Beispiel nehme) ist Automatisierung. Ich habe keine Zweifel, dass das unser Leben viel angenehmer und viele Dinge erst möglich gemacht hat.

In den letzten zehn oder mehr Jahren, schon vor Aufkommen der riesigen LLMs (Beispiel ChatGPT), wurde “KI” zu einem Werbebegriff und für eine Vielzahl, teilweise auch schon vorher verbreiteter, IT-Techniken eingesetzt. Im engeren Sinne ging es um “Neuronale Netze”, ein Softwaregebilde, das Lernprozesse im Gehirn nachbilden soll und durch Trainingsdaten Mustererkennung “lernt”.

Heute verbinden viele Menschen mit “KI” aber konkret diese LLMs, also heuristische/stochastische Modelle, die auf einem sehr großen Korpus von meist Texten und/oder Bildern trainiert wurden. Die Antworten beruhen auf der Wahrscheinlichkeit, dass eine solche Wortfolge der Fragestellung folgen kann - man muss sich um jede Frage herum also als Rahmen vorstellen: “Wie könnte die Antwort auf folgende Frage klingen?”. LLMs haben kein Verständnis von der Bedeutung der Wörter oder Bildinhalte, mit denen sie umgehen, auch wenn es diesen Anschein erwecken kann. “Die Maschine hat mich verstanden” ist also eine sehr aufwändig herbeigeführte Illusion. Generative KI kann Ausgaben bereitstellen, die urheberrechtlich geschütztes Material enthalten, sachlich falsch sind, und die Ergebnisse sind nicht reproduzierbar, weil verdeckte Parameter bis hin zu Zufall einfließen.

Automatisierbarkeit wünscht sich keine von diesen Eigenschaften. Zuverlässige Automatisierung kann aber auf eine unterbestimmte Fragestellung keine Antwort liefern, sie müsste Rückfragen stellen, bis alle Unklarkeiten beseitigt sind, das ist unbequem. Einfach zufällige Antworten auf alle nicht genannten Parameter anzunehmen, führt zu Beliebigkeit. Untauglich für alles, worauf man sich verlassen will.

KI (konkret LLMs) wird heute als Heilsbringer gefeiert und die bekannten Schwächen ausgeblendet, wie damals beim Verbrennen fossiler Energie die Klima- und Umweltschäden. Eine finanzstarke Lobby versucht uns in diese Richtung zu beeinflussen. Das weckt falsche Erwartungshaltungen. Ein guter Programmierer hat mehr Arbeit und liefert weniger Ergebnisse, wenn er/sie dazu verdonnert wird, sich von KI Code hinkotzen zu lassen, und diesen dann zu überprüfen, als wenn er/sie ihn selber schreiben würde/dürfte. Genauso eine verantwortungsbewusste, sorgfältige Sachbearbeiterin, die Textbausteine für den Kunden hingeworfen bekommt, von denen sie weiß, dass sie unpassend sind, und unter Zeitdruck entscheiden muss, ob sie das einfach zulässt oder viel Zeit in eine passende Formulierung steckt. Der gleichgültige Kollege hätte vermutlich selber auch nichts besseres geschrieben. Ein “Race to the Bottom” in Arbeitsqualität.

Kreative Berufe wie Grafikdesigner, Texter, Maler und Zeichner, werden zu einem großen Teil ersetzt werden durch Leute, die nur grobe Skizzenbeschreibungen durch eine LLM jagen und das Ergebnis für gut genug halten. Ohne Verantwortung zu übernehmen, wenn es ein Plagiat der Arbeit eines Menschen darstellt - was meistens nicht bemerkt geschweige denn rechtlich verfolgt wird. Die tun mir leid.
Manager, die sich Emails schreiben lassen, damit deren Empfänger sie sich dann zusammenfassen lassen, sind eine Karrikatur von Kommunikation. Führungsebenen, die nur von unten nach oben Reports zusammenfassen und von oben nach unten Anweisungen weiterleiten, tun mir nicht leid, wenn sie ersetzt werden. Ihre Mitarbeiter haben mir vermutlich heute schon leid getan, dass sie nur verwaltet und nicht wertschätzend behandelt werden.

Die Gründer und Geldgeber von KI-Unternehmen haben ein zutiefst elitäres, verwerfliches Menschenbild, das jede humanistische Regung vermissen lässt und Menschen als Verschleißteile in der Maschine zur Umsatz- und Gewinnmaximierung ansieht. Das sollten wir uns bei der Entscheidung zur Nutzung vor Augen führen.

Ihr seid von “KI” gesprungen zu “Automatisierung” und dann wieder zu “KI”, womit offensichtlich ganz konkret große LLMs gemeint sind (Anmerkung: es gab Fragen u.a. zu dem großen Stromverbrauch). Ich halte riesige LLMs für einen Hype. So wie er von den großen US-Unternehmen betrieben wird, ist es eine dumme Ressourcenverschwendung und die Vision von der “AGI”, der “Artificlal General Intelligence”, einer allumfassend menschengleich handelnden Maschine, ist Träumerei, auf die Billionen von US$ verwettet werden.

Denn schlanke LLMs mit einem definierten, kuratierten Korpus sind im Unternehmenseinsatz tausendmal effizienter als eine Weltmodell-LLM, die durch Prompts eingehegt ist auf die Aufgabe. Ich brauche keinen Chatbot bei meiner Bank, der mir mit genug Zureden Kochrezepte geben oder sagen kann, wieviele Straßen San Francisco hat - oder es nur nicht sagt, weil es ihm wirksam verboten wurde bzw. weil ich nicht weiß, wie ich diese Einschränkungen umgehen kann. Er muss diesen ganzen Ballast gar nicht mit sich rumtragen! Dann passt er auch auf einen mittleren PC und muss nicht in einer Cloud aus tausenden Nvidia-Kraftmaschinen laufen. Das ist wie wenn ich hinter dem Haus Licht brauche, und ich miete mir einen SUV, fahre mit dem um die Ecke und schalte dessen Scheinwerfer ein, weil ich keine Taschenlampe zur Hand habe.

Referenzertragsmodell ist sinnvoll!

Sat, 07 Mar 2026 12:40:14 +0100

Ich habe gerade eine Tirade für die Beibehaltung des Referenzertragsmodells geschrieben, die ich auch hier festhalten möchte.

Das Referenzertragsmodell führt dazu, dass der im Ausschreibungsverfahren gebotene und hoffentlich bezuschlagte Strompreis für die tatsächliche Windenergieanlage mit einem Standortfaktor korrigiert wird, der die Windhöffigkeit, also das Windangebot am Standort, mit einem definierten Referenzstandort ins Verhältnis setzt. So wird ein Ausgleich dafür geschaffen, dass auch an windschwächeren Standorten Windenergie wirtschaftlich gewonnen werden kann. Die “Blackrot” Koalition hat sich schon im Koalitionsvertrag vorgenommen, diese Regelung zu überprüfen, und Ministerin Reiche will sie natürlich gerne ganz abschaffen.

Ich meine, es sollte beibehalten werden, und erkläre hier warum:

Der Auktionspreis bezieht sich auf den Referenzertrag, d.h. eine Windenergieanlage (WEA) an einem schwachen Standort kann in der Auktion mit 6 ct/kWh bezuschlagt werden, das Referenzertragsmodell rechnet diesen Zuschlagspreis aber dann auf den Standort um, der erzeugte Strom wird tatsächlich auf 20 Jahre mit z.B. 8 ct/kWh EEG-Einspeisevergütung vergütet.

Die WEA trotz unterschiedlicher Windhöffigkeit auf das ganze Bundesgebiet zu verteilen, ist meiner Überzeugung nach aus zwei Gründen sinnvoll und wichtig:

eine Konzentration auf die windreichen Küstenregionen führt bei Wetterlagen, die dort zu wenig Wind führen, zu einem erheblichen Einbruch der gesamten Windstromerzeugung. Durch die Verteilung im Land dagegen gleichen sich örtliche Wettersituationen öfter aus, und die Windstromerzeugung insgesamt wird dadurch verstetigt. (Auch Offshore-Wind hat zwar ein höheres durchschnittliches Windaufkommen, wobei die Wissenschaft bis zum Erreichen der Ausbauziele schon von erheblichen Abschattungseffekten ausgeht, so dass der politisch geplante Zubau immer weniger Mehrertrag liefern wird, aber die Minima sind genauso stark ausgeprägt wie bei Wind an Land.)
die “Kupferplatte”, also ein Netzausbau bis zu dem Grad, dass es egal ist, wo Strom produziert wird, er steht bundesweit zur Verfügung, ist weder praktikabel noch wirtschaftlich. Daher müssen Situationen, wo die ganze Stromproduktion in einer Region konzentriert ist, vermieden werden. Momentan führt das zu teurem und klimaschädlichem Redispatch, wobei der Großteil der Kosten auf die Vorhaltung von und die Stromerzeugung in den Reservekraftwerken entfällt, die Vergütung der Abregelung macht weniger als 20% aus. Speicher können temporäre Schieflagen kompensieren und die Auslastung der Übertragungsnetze erhöhen, aber eine dauerhafte Schieflage über Monate kann nur durch mehr Leitungen adressiert werden. Windstrom ist Winterstrom – die Luft ist dichter und es weht mehr Wind als im Sommer, daher überwiegt die Erzeugung in den Wintermonaten – und damit gut korrelliert mit dem Strombedarf für das elektrische Heizen mit Wärmepumpen, auf das wir uns einstellen müssen. Solarstrom ist dagegen Sommerstrom, viel PV im Süden kann daher weniger WEA nicht kompensieren, wir brauchen einen Mix im ganzen Land. Starke dezentrale Erzeugung macht das Land außerdem resilienter gegenüber dem Ausfall von großen Stromtrassen, sei es durch Anschlag oder durch ein Unglück. Das sind Vorteile, die eine höhere Vergütung für weniger windhöffige Standorte volkswirtschaftlich rechtfertigen.

Daher bin ich der Überzeugung, dass das Referenzertragsmodell volkswirtschaftlich sinnvoll ist und beibehalten werden soll. Hätten wir mehrere Stromzonen oder nodales Pricing, dann würden die Marktpreise in den Netzregionen ohnehin den Windstrom im Süden höher vergüten. Denn auch die “korrigierten” Strompreise liegen unter oder auf dem Niveau von Kohlekraftwerken (schon ohne CCS oder künftig steigenden CO2-Preisen) und unterbieten Gas bei weitem.

Strommarkt: PV-Einspeisung in der Niederspannung netzdienlich und einfach gestalten

Mon, 02 Mar 2026 22:11:50 +0100

Die schon länger diskutierte Direktvermarktungspflicht ist meiner Meinung nach nicht unbedingt die Katastrophe für die PV-Entwicklung, als die sie teilweise verschrieen wird. Aber sie ist eine Kostenbelastung für kleine Prosumer (so nennt man die Doppelrolle Produzenten-Verbraucher, englisch aus Producer-Consumer zusammengezogen) wie Eigenheimbesitzer und andere Dachflächeneigner. Denn die Direktvermarkter verlangen eine Grundgebühr für die Vertragsverwaltung und ggf. Gerätemiete für ihre Steuerbox, die zunächst vom Stromerlös bezahlt werden muss, bevor damit die Anlage refinanziert werden kann.

PV-Errichter müssen daher abwägen: will ich auf Eigenverbrauch optimieren, daher meine PV kleiner und meine Batterie größer dimensionieren und den restlichen Strom vielleicht verschenken, oder baue ich erst recht so groß wie möglich, damit die neuen Kosten nicht so stark ins Gewicht fallen?

Vor allem aber ist die Direktvermarktungspflicht ein Bürokratiemonster, und steht damit dem aktuellen Regierungsziel des Bürokratieabbaus genau entgegen! Denn neben dem Verteilnetzbetreiber (VNB) = oft der grundzuständige Messstellenbetreiber (gMSB), dem Stromlieferanten (den man ja frei wechseln kann, manche machen das jährlich), manchmal dem wettbewerblichen Messstellenbetreiber (wMSB) bedient jeder Stromzähler noch einen weiteren Vertragspartner, eben den Direktvermarkter (DV). Das ist lästig für die Prosumer, es ist aber auch eine Belastung für den Messstellenbetreiber, häufig also den VNB, der die SmartMeter-Messwerte entsprechend in Echtzeit weiterleiten muss und nach der reinen Lehre auch die Befehle des Direktvermarkters über sein SmartMeter-Gateway – schließlich will der Direktvermarkter sein virtuelles Kraftwerk auch steuern können. Außerdem ist die wirtschaftliche Zielsetzung eines Direktvermarkters nicht unbedingt netzdienlich, sondern kann zu verstärkten Last- und Einspeisespitzen führen, wenn alle seine Vertragsanlagen dessen Strategie gleichzeitig ausführen. Das ganze zwischen dutzenden Direktvermarktern und über 800 teilweise winzigen VNB, von denen einige heute schon mit der Bedienung der Vielzahl von Schnittstellen überfordert sind und nicht alle Prozesse digitalisiert haben. Der VNB muss sich beim Anschluss einer PV vergewissern, dass ein DV-Vertrag besteht – neben den technischen Prüfung über die Eignung des Anschlusses. Und was ist, wenn der gekündigt wird, oder wenn der DV pleite geht? Mit der Direktvermarktungspflicht fällt der “default” wie ich als Informatiker sage, also der Standardfall weg, bzw. wird zum Ausnahmefall, wie die Grundversorgung in Verbrauchsrichtung – die ist in der Regel schlechter als jeder auch vom örtlichen Stromlieferanten angebotene Wahltarif.

Fakt ist aber auch, eine zeitunabhängige Vergütung von PV-Strom (mittlerweile mit Negativpreis-Pausen und entsprechender Nachholzeit – das ist aber nur “ein Pflaster” und sichert noch keine Netzdienlichkeit) passt schlecht zu einem effizienten Stromsystem, das auf Erneuerbaren beruht, und das wollen wir doch eigentlich alle.

Ich will hier einen schlankeren Entwurf skizzieren, der nach meinem Dafürhalten zukunftssicher und ausreichend netzdienlich ist.

Meine Idee ist folgende:

bei der Inbetriebnahme reicht es, die Anlage im Marktstammdatenregister einzutragen (wie bei Balkonsolar heute). Die zentralen Angabe bei der Eintragung ist die maximale Einspeiseleistung, die PV-Maximalleistung ist nachrangig. Danach darf man sofort mit einer gedeckelten Leistung einspeisen – sagen wir 25% der vereinbarten Leistungsbereitstellung, bei einem normalen Hausanschluss (3x50A, 30kW) sind das immerhin 7,5kW – und zwar prinzipiell rund um die Uhr.
innerhalb einer Frist von 2 Monaten muss der VNB die tatsächlich maximal mögliche Einspeisung am Anschluss mitteilen. Die wird davon abhängen, wieviele Einspeiser schon an gleichen Trafoabgang dranhängen und welche Auslastung dieser Leitung er in Einspeiserichtung bisher beobachtet hat. Idealerweise wäre es die volle Anschlussleistung (bzw. die angefragte Einspeiseleistung, wenn niedriger), aber die Niederspannungs-Leitungen zwischen Trafo und Kunden sind auf einen gewissen Gleichzeitigkeitsfaktor ausgelegt, von dem man bei der Einspeisung nicht ausgehen kann. Dynamisch kann er dann im Betrieb ein Dimmsignal für Erzeugung über das SmartMeter senden, wenn die Leitung in Einspeiserichtung voll ist. Dieses muss das HEMS beachten.
wenn ein SmartMeter vorhanden ist, wird vom VNB immer der Börsenstrompreis (Day-Ahead) vergütet. Dazu kommt ein EE-Bonus je nach Maximalleistung, z.B. 1ct/kWh bis 10kW, 0,6ct/kWh bis 30kW, 0,3ct/kWh darüber. Mit Maximalleistung ist hierbei die maximale konfigurierte AC-Einspeiseleistung gemeint. Die PV-Leistung in kWp wird zwar ebenfalls im Marktstammdatenregister angemeldet, ist aber nur für die Statistik.
Es fallen weder Fixkosten noch Netzentgelte an.
wenn kein SmartMeter vorhanden ist, dann leistet der VNB eine zeitunabhängige Vergütung mit dem Börsendurchschnittspreis innerhalb der Ableseperiode des Zählers (in der Regel Kalenderjahr – jedenfalls besteht mein VNB/gMSB sogar fürs Balkonkraftwerk auf eine Ablesung zum Jahreswechsel). Das ist ein gewisser, aber verkraftbarer Nachteil für den VNB – und damit ein Anreiz, SmartMeter auszurollen.
der Großteil der Vergütung ergibt sich aus dem bezahlten Börsenpreis, der Umfang der EE-Subvention ist im Vergleich zur bisherigen Festvergütung minimal. Praktisch muss kein Nachweis geführt werden, was für ein Strom eingespeist wird, ob direkter PV-Strom, batteriegepufferter PV-Strom, oder gespeicherter Strom aus Netzbezug. Denn letzterer dürfte wegen der Netzentgelte und anderen Kostenbestandteile beim Bezug nur in Extremfällen lohnend sein. Die BNetzA hat mit der Pauschalregelung in MiSpeL eine Argumentation geliefert, die hier herangezogen werden kann.
die Vergütung für eingespeisten Strom ist von der Umsatzsteuer befreit. Das dient dem Bürokratieabbau: da der VNB umsatzsteuerpflichtig ist, könnte er die MWSt seinerseits als Vorsteuer absetzen, es macht also per Saldo keinen Unterschied. Aber so spart man sich, dass Prosumer für den Strom Umsatzsteuer erklären und abführen müssen, egal ob sie z.B. als Freiberufler oder Gewerbetreibender anderweitig umsatzsteuerpflichtig sind. Der VNB muss keine Fallunterscheidung durchführen, keine UstID erfassen.
die Annahme, dass PV-Anlagen im Privateigentum keine einkommensteuerpflichtigen Erträge abwerfen, bleibt bestehen. Das erspart die Anmeldung von Kleingewerben und damit Aufwand beim Finanzamt.

Wie komme ich auf diese Regeln? Hier eine Erläuterung.

Ich verfolge insgesamt folgende Ziele:

bei der Inbetriebnahme einer Erzeugungsanlage soll möglichst wenig Bürokratie anfallen.
zumindest eine teilweise Inbetriebnahme soll nicht durch langsame Prozesse verschleppt werden können.
ohne weitere Verträge wie z.B. Direktvermarktung (die ja weiterhin möglich ist, nur nicht Pflicht wird) soll eine brauchbare Vergütung gezahlt werden.
zusätzliche Grundpreise sollen nur anfallen, wenn die Erzeugungsanlage einen dickeren Anschluss erfordert, als schon besteht.
Ausspeichern ins Netz soll erlaubt sein.
das Schema soll leicht verständlich sein.
der SmartMeter-Rollout soll für den gMSB wünschenswert sein, aber keine Voraussetzung darstellen, und damit auch kein Hindernis für den Prosumer, am Einspeisemarkt teilzunehmen.

Wenn der VNB für den eingespeisten Strom den Strombörsenpreis zahlt, dann ist das für ihn höchstwahrscheinlich sogar ein Vorteil. Denn er müsste Mengendifferenzen sonst ebenfalls zum Börsenpreis einkaufen, und dann auch noch aus dem Hochspannungsnetz zum Verbraucher bringen. Im Niederspannungsnetz eingespeister Strom hat dagegen in der Regel einen kurzen Weg zum nächsten Verbraucher, weil er oft schon innerhalb der Abgänge des Ortstrafos umverteilt werden kann und den Trafo selbst sowie seinen “Uplink”, also den Mittelspannungsanschluss, überhaupt nicht belastet, oder bei lokalen Überschüssen nur in Mittelspannung zu einem naheliegenden Trafo weitergeleitet wird.

Nun kann man einwenden, dass im Sommer ja womöglich Einspeiseüberschuss herrscht. Aber wenn ich mich so umschaue, sind in den wenigsten Dörfern alle Dächer mit PV vollgepflastert, und wenn der Börsenstrompreis bezahlt (oder falls negativ sogar belastet!) wird, dann haben Einspeiser keinen Anreiz, dies zu Zeiten minimaler Preise und damit größter Überschüsse zu tun. Eher werden sie am Morgen noch die Batterie weit genug ins Netz entladen, dass der Mittagsstrom an einem Sonnentag reinpasst, oder bei Einspeisepreisen nahe und erst recht unter Null den Wechselrichter auf den Hausbedarf abregeln. Und auch in der Abendspitze einspeisen. Wir haben ja immer noch die eine Strompreiszone. Aber der Tagesgang der Preise im Sommer setzt trotzdem in etwa die gleichen Anreize, wie es auch bei mehreren Gebotszonen oder nodalen Preisen wäre – nur das Preisniveau insgesamt würde sich etwas verschieben, weil örtliches Schönwetter den Preis stärker drücken würde und das Windangebot im Norden keine Auswirkung hätte. Damit ist der Preis für den Tagesverlauf ein weitgehend passender Anreiz für die Netzdienlichkeit.

Den EE-Bonus habe ich bewusst nicht mehr von der PV-Leistung in kWp, sondern von der maximalen Einspeiseleistung abhängig gemacht. Es ist wünschenswert, die Wechselrichterleistung zu “überbauen”, also mehr PV-Module auch in ungünstigeren Ausrichtungen zu installieren, denn das verstetigt die Erzeugung unter schlechteren Bedingungen (bei bewölktem Himmel ist die Ausrichtung der Module fast egal). Heute wird man aber angereizt, beispielsweise unter 10 kWp zu bleiben, und damit das Norddach oder eine Ost-/Westfassade nicht zu belegen. Auch Ost-/Westdächer, die nie den Peak aller Module erreichen, aber vom Tagesgang her netzdienlicher sind, werden durch die Betrachtung der kWp-Leistung benachteiligt. Das soll beendet werden.

Ist das für den Prosumer eine auskömmliche Vergütungsstruktur?

Für PV-Installationen ohne Speicher ist das ein deutlicher Nachteil gegenüber der EEG-Vergütung. Aber ich denke, es ist inzwischen Standard, dass man schon für den höheren Eigenverbrauch einen Speicher dazupackt, der wird vielleicht unter dem neuen Schema etwas größer ausfallen als früher, weil er neben der Eigenverbrauchsoptimierung auch dem Handel dient.
Für PV-Installationen mit Speicher scheint mir plausibel, dass die derzeitige EEG-Vergütung für Teileinspeiser (7,78 ct/kWh bis 10kWp, 6,73 ct/kWh bis 40kWp) bei zeitversetzter Einspeisung übertroffen werden kann.
Allerdings ergibt sich durch die Zwischenspeicherung ein Preisbelag, der teilweise durch den höheren Eigenverbrauchsanteil refinanziert wird, teilweise, gerade bei kleineren Anlagen, durch den sehr gering gewählten EE-Bonus kompensiert wird.

Ich bin überzeugt, damit würden die richtigen Anreize für einen zum Erneuerbaren-Hochlauf passenden Ausbau der Dach-PV gesetzt.

Ich habe oben von Dimmsignal geschrieben. Ich halte es für diskussionswürdig, ob die Übermittlung über das SmartMeterGateway wirklich die zweckmäßige Datenübertragung zwischen der Kundenanlage und den Akteuren ist. Mir schiene naheliegend, alternativ dazu eine über das Internet bereitgestellte API zu definieren, deren Server vom signalisierenden Akteur betrieben wird. Damit würde man sich die Durchleitung durch den Messstellenbetreiber sparen, und davon gibt es ja knapp 900 verschiedene. Wobei ich andererseits nicht verstehe, dass WeShareEnergy in ihrer FAQ schreiben, dass ein SmartMeterGateway ihre Anforderungen nicht erfüllt. Die lokale HAN oder CLS Schnittstelle sollte Anfragen genauso oft ermöglichen wie ein Lesekopf. Was nicht funktionieren wird, ist eine Fernabfrage über den Messstellenbetreiber, die kann nur für Abrechnungszwecke genutzt werden und wird nicht mehr als Viertelstundenschritte liefern. Ich kann mir das nur damit erklären, dass echte SmartMeter noch so rar sind, dass es ihnen nicht wert war, dafür zu optimieren.

Natürlich gibt es weiterhin die Option, über Direktvermarktung an einem “virtuellen Kraftwerk” teilzunehmen und die ganze Stromumschichtung aus der Hand zu geben. Unternehmen wie 1komma5° oder Enpal (und sicher auch andere, die zwei nehme ich am lautesten wahr) beackern diesen Markt ja bereits ganz umtriebig.

Aber ich denke es ist wichtig, deren Geschäftsmodell auch eine Alternative ohne solche Verträge und damit auch Abhängigkeiten gegenüberzustellen. Für die VNB wird der Zubau mit den oben skizzierten Regelungen nach meinem Dafürhalten planbarer und unbürokratischer.

(Edit 16.03.: ich habe einen sehr moderaten, nach Anlagegröße degressiven, EE-Aufschlag in das Vergütungskonzept hinzugefügt.)

Energiespar-Howto: Albedo v4 - Lowcost solarthermische Fassade

Thu, 19 Feb 2026 12:24:53 +0100

Die Anfänge meines Albedo-Projekts habe ich in einem früheren Eintrag beschrieben. Ich will nicht alles hier wiederholen, nur ganz kurz: ich fange mit einer schwarzen Oberfläche (Molton, ein dicker Baumwollstoff, 300g/m²) Sonneneinstrahlung an der Außenseite meiner ungedämmten Außenwand auf, und schirme die gewonnene Wärme durch eine transparente Schicht von der Außenluft ab. Der Wandaufbau leistet nebenbei ein gewisses Maß an Dämmung.

Detail des Albedo v4 Aufbaus: vor der Außenwand sind Molton, Tragbretter, Stegplatten und Deckbretter geschichtet

Mittlerweile bin ich bei der vierten Version des Aufbaus, die ich schon für ganz gelungen halte, daher stelle ich sie hier im Detail vor.

Vorgeschichte

Die erste Version war nur Moltonstoff, lose vor die Wand gespannt. Sonnenstrahlung erwärmt den Stoff, dadurch ist die Wand dahinter bei Sonnenschein weniger der kalten Außenluft ausgesetzt. Da der Wind aber hinter dem Molton durchfahren kann, ist die Dämmwirkung nahe null.

Die zweite Version (auch im obigen Artikel beschrieben) nutzte eine Schicht Luftpolsterfolie, um das Molton vor der Außenluft zu schützen. Das ganze war mit Latten gerahmt, um die Schichten an der Wand zu halten.
Aber der Wind hat Wege gefunden und die Luftpolsterfolie aufgebläht, es handelte sich also offensichtlich nicht um eine ruhende Luftschicht.
Immerhin bestehen zwei Luftschichten, eine zwischen Wand und Molton, und eine zwischen Molton und Folie (und eine weitere auf den Teilflächen, wo die Folie Bläschen hat), damit ist ein gewisses Maß an Dämmung gegeben, und das Molton gibt die Wärme nicht so schnell an die Außenluft ab, und somit kann mehr Wärme in die Wand und letztlich nach innen dringen.
Leider ist die Luftpolsterfolie nicht langzeitstabil im Sonnenlicht, sie reißt nach und nach, und es lösen sich kleine Folienfleckchen in der Größe der Blasen. Das ist schlecht, ich will ja die Umwelt nicht mit Mikroplastik verseuchen!

Version drei hat daher als weiteren Baustoff Stegplatten ins Spiel gebracht. Ein Paket “Yznahre 14 Stück Polycarbonat Hohlkammerplatten 10,25 m² Doppelstegplatte, UV-Schutz Hohlkammerstegplatten Transparent Stegplatte Gewächshausplatte für Gewächshaus” hat im April 2023 57 Euro gekostet. Es handelt sich um Platten von ca. 120x60cm Größe und 4mm Dicke. Diese haben ich mit Unterlegscheiben (zur Lastverteilung, Schrauben könnten ausreißen) vor dem Molton in die Wand gedübelt. Die Enden (die kurze Seite, wo die Kanale zwischen den Stegen enden) habe ich mit transparentem Packband abgeklebt, denn die Kanäle sollen zur Dämmung ruhende Luft enthalten, dürfen also nicht offen bleiben! Aus Sparsamkeit habe ich nur die Ränder mit Stegplatten gemacht, die Restfläche habe ich erneut mit Luftpolsterfolie ausgefüllt. Leider sind die Stegplatten nicht formstabil, sie biegen sich an den Ecken auf, und wenn der Wind dahinterfährt, können sie sogar knicken. Die Dämmwirkung war womöglich schlechter als die gerahmte Luftpolsterfolie. Letztes Frühjahr habe ich das Konstrukt nach zwei Wintern abmontiert und festgestellt, dass sich auch Feuchtigkeit hinter den Stegplatten im Molton gehalten hat, der Wandputz hat stellenweise Feuchtespuren gezeigt.

Albedo v3 Südost

Zwischenzeitlich habe ich mal einen Stapel Stegplatten mit etwas kleineren Abmessungen (ca. 80x50cm) vom Sperrmüll mitgenommen, kann also nun wesentlich mehr Fläche belegen.

Albedo v4 - der Aufbau

Aus den bisherigen Erfahrungen hat sich der Aufbau meiner vierten Version ergeben:

das Molton liegt (wie bisher) an der Wand auf, ich habe es an der Rückseite des oberen Tragbretts schmal umgeschlagen und gedoppelt draufgetackert.
horizontale Bretter (ich nenne sie Tragbretter) werden in die Wand genagelt oder geschraubt/gedübelt und halten das Molton an der Wand. Der senkrechte Abstand ergibt sich aus der Höhe der Stegplatten, nur unten habe ich mich an die Unterkante des Moltons gehalten, so dass die unteren Stegplatten ein Stück überstehen, das macht nichts. Ich hatte gebrauchte Nut-und-Feder-Bretter, auch wenn die Nut und Feder hier nicht benötigt wird, stört sie auch nicht. Schrauben 4,5x40 haben sich als zu kurz erwiesen, um hinter der Dicke der Bretter (ca. 15mm) noch weit genug in die Wand zu gehen, um den S6 Dübel sicher zu halten, daher habe ich eine Packung 4,5x60 gekauft.
die oben und unten abgeklebten Stegplatten (ich nehme nun stabileres Klebeband) werden oben und unten mit 4,0x16 Schräubchen fixiert. Die Schräubchen setze ich in den mit Klebeband verstärkten Rand, so reißen die Schraublöcher nicht aus. Die senkrechten Stöße überklebe ich mit transparentem Klebeband.
auf die Stöße kommen deckungsgleich zu den Tragbrettern weitere Deckbretter, die werden nur an den Tragbrettern mit 3,5x30 Schrauben befestigt (es schraubt sich leichter, wenn ich in den Deckbrettern vorbohre). Damit sind die Kanten der Stegplatten fest gehalten und können sich nicht aufbiegen, die ganze Fläche ist also halbwegs winddicht.
am Rand der Fläche kommen senkrechte Bretter zwischen die waagerechten, um die Fläche zur Seite genau so abzuschließen. Statt einem Deckbrett kann die letzte Stegplatte auch mit Klebeband auf das senkrechte Brett fixiert werden.

Dieser Aufbau stellt sicher, dass direkt auf der Wand nur diffusionsoffene Materialien (Stoff und Holz) anliegen, so dass Feuchte entweichen kann. In der Fläche kommt keine Luftpolsterfolie zum Einsatz, sondern nur die haltbaren Stegplatten. Und diese werden gerahmt, so ist der “ruhende Luftraum” vom Wind abgeschirmt und die Stegplatten werden sicher gehalten.

Ich habe statt vorher 3x3m nun ein 5m breites und 3m hohes Molton für den östlichen Teil der Südfassade benutzt und es weit ums Eck herumgewickelt und die Terrassentüre ausgeschnitten.
Hausecken sind thermisch besonders ungünstig, weil in der Ecke zwei Außenwände aufeinanderstoßen. Daher war es mir ein Anliegen, die Ecke zu umschließen und damit auch zu dämmen. Ich habe auf der Ostseite ein senkrechtes Brett montiert, das so weit vorsteht, wie die Bretter dick sind. So kann ich die ersten Stegplatten der Südseite in die Schmalseite dieses Bretts festschrauben, dass sie an die Stegplatten der Ostseite anstoßen. Diese Kante habe ich dann mit Klebeband verschlossen.

Vorgestern habe ich endlich die neue Installation fast fertig gemacht. Es hatten noch drei Deckbretter gefehlt, das Klebeband links oberhalb der Tür hatte sich gelöst, ich habe es einfach angetackert. Einige Deckbretter lagen nicht gut an, da habe ich Schrauben ergänzt. Eigentlich sind diese Spanplattenschrauben ja selbstschneidend, es schraubt sich aber leichter, wenn ich im Deckbrett ein Loch vorbohre.

Für die Tragbretter habe ich einen Trick entwickelt: wenn ich noch eine Schraube setzen will, ohne das Brett zu entfernen, bohre ich mit Tiefenanschlag mit einem 6er Holzbohrer durch das Brett, und durch dieses Loch dann mit dem 6er Steinbohrer in die Wand. Den Dübel kann ich auch durch das Loch im Brett durchstecken.

Albedo v4 mit grünen Markierungen, was ich gestern gemacht habe (und rot, was noch zu tun ist)

Außerdem war die Laibung um die Terrassentür noch zu machen. Da habe ich zunächst das Molton an den Türrahmen getackert und dann aus Luftpolsterfolie eine Art Rolle gebildet, die ich senkrecht an die Stegplatten mit transparentem Klebeband angeschlossen bzw. oben unter das Deckbrett geklemmt und mit Kartonstückchen oder alter Fußbodenleiste an den Türrahmen geschraubt habe.

Albedo v4: Laibungsdämmung um die Terrassentür

Sonderliche Rücksicht auf die Tür muss ich nicht nehmen, die ist ziemlich verwittert und daher angezählt, in der kommenden Fassadensanierung muss sie ausgetauscht werden. Das über 50 Jahre alte Holz (das aufgesetzte Holz unter dem Fenster wurde zwischenzeitlich schon mal getauscht, weil das vorige sich gebogen hatte und abgestanden ist) ist sicherlich geschwunden, und damit ist der Übergang zur Wand undicht. Um so nützlicher ist hier die zusätzliche Schicht zwischen Wand und Rahmen auf der Außenseite, auch wenn die linke Seite ausgespart bleibt - besser als nichts.

Regen wird großteils durch den Dachüberstand von der Wand ferngehalten. Aber manchmal treibt der Wind ihn schräg an die Wand.
Damit Schlagregen nicht auf der Oberkante der Bretter stehenbleibt und Nässe ins Holz eindringt, habe ich die Oberkante der Bretter mit Klebeband an die Stegplatten darüber angeschlossen. So fließt der Regen über die Außenseite der Bretter ab.

die Oberkante des Deckbretts ist mit Klebeband an die Stegplatten darüber angeschlossen

Ich habe die Bretter bewusst mit der Nut nach oben und der Feder nach unten montiert. So hätte sich auch ohne Klebeband keine Rinne zwischen Feder und Stegplatten ergeben, in der das Wasser stehen würde, stattdessen stünde es in der Nut, immerhin würde es so von der Konstruktion dahinter abgehalten. Aber mit dem Klebeband nun nicht mehr.
Die Feder unten stellt für ablaufendes Wasser eine Tropfkante dar, die gut umlüftet schnell wieder abtrocknet.

Literaturverweis

Ganz alleine bin ich mit der Idee übrigens nicht. Der Tüftler und Autor Christian Kuhtz hat in seiner Schriftenreihe “Einfälle statt Abfälle”, Band “Sonne 1”, Ausgabe 2011 auf Seitennummer 22 eine “Solar-Heizwand” vorgestellt, er streicht die Wand mit schwarzer Farbe und montiert alte Fensterflügel davor. Das ist das gleiche Prinzip, nur eine andere Ausführung.

Energetische Betrachtung

Was bringt das ganze nun? Leider habe ich keine Messwerte, um die Wirkung zu belegen, und meine Wärmebildkamera will nicht mehr in den USB-C Anschluss meines Smartphones hinein. Aber immerhin kann ich ein wenig Theorie machen.

Ausgangspunkt der Aktion ist eine 30cm ungedämmte Ziegelwand. Ich habe diese mit Ubakus modelliert, ein Service, den ich nur empfehlen kann, um selbst ein Gefühl für U-Werte zu bekommen. Heraus kommt ein erwartungsgemäß miserabler U-Wert von 1,363.

Ubakus-Modell der Außenwand

Dann habe ich den Albedo-Aufbau hinzugefügt. Die 4 mm Stegplatte habe ich nicht gefunden, ich habe sie modelliert aus: 0,5 mm Polycarbonat, 3 mm dick 0,5 mm Polycarbonat und 9,5 mm ruhende Luft im Wechsel (die Stege sind dichter, aber auch dünner). Die Tragbretter habe ich als Fichte 15 cm breit, 15 mm dick mit 105 cm Lücke (ruhende Luftschicht) angegeben, dann kommt das Molton, was nach ubakus’ Meinung 3 mm dick ist, dann nochmal 5 mm ruhende Luft vor der Wand.

Ubakus-Berechnung der 30cm Wand mit Albedo v4 Aufbau

Damit vermindert sich der U-Wert immerhin schon mal auf 0,862. Weiterhin kein Vergleich zu einer Fassadendämmung, die 0,2 oder besser erreichen würde, aber immerhin nur noch etwa 2/3 des Wärmeverlusts im Vergleich zur nackten Wand. Dank Ubakus sieht man auch gleich, was das für eine Auswirkung auf die Wandtemperatur hat: im Szenario mit -5 °C Außentemperatur steigt die Oberflächentemperatur der Wandinnenseite von 12,7 °C auf 15,1 °C, ein deutlicher Gewinn an Behaglichkeit!

Das war aber nur die Dämmwirkung. Die Hauptidee der Konstruktion ist es ja, solare Gewinne zu erzielen. Wie kann ich die berechnen? Ich kann zumindest versuchen, sie abzuschätzen.
Das PV-Modul daneben an der Südwand kann im Februar an sonnigen Tagen bis zu 300 W liefern. Es ist 1,7 m² groß, wenn ich einen Wirkungsgrad von 20% unterstelle, ist da also etwa 880 W Sonnenstrahlung pro Quadratmeter aufgetroffen. Wenn ich die Deckung durch die Bretter abziehe, habe ich auf der Südfassade ca. 9 m² sichtbares Molton, das würde bei 20% Reflexionsverlusten durch die Stegplatten gut 6 kW Sonnenenergie erhalten und erwärmt sich dadurch. Die Abgabe dieser Wärme erfolgt im wesentlichen durch Strahlung, also zur Hälfte nach außen und zur Hälfte zur Wand hin. Es wäre also denkbar, dass es bis zu 3 kW Heizleistung Richtung Haus liefert. Ich finde, das klingt schon ganz ordentlich.
Die etwa 2 m² netto auf der Ostseite habe ich da noch nicht eingerechnet – im tiefsten Winter bekommt der Osten weniger Sonne ab, aber in der Übergangszeit dann doch auch.

Was bedeutet das an Energie? Im Winterhalbjahr hat das PV-Modul insgesamt etwa 80 kWh Strom geliefert. Wenn ich die obige Umrechnung darauf anwende, dann hätte die Albedo-Installation 800 kWh Wärme an die Wand abgegeben. Das entspricht 80 Liter Heizöl. Klingt aufs ganze Haus bezogen nicht arg viel, aber es heizt ja im wesentlichen einen Raum, und ein bisschen noch den im OG darüber.

Jedenfalls bedauere ich es, dass ich so lange gebraucht habe, das ganze diesen Winter zu montieren. Es hätte viel geholfen, damit schon im Herbst fertig zu sein. Aber bis ich irgendwann einmal die Fassadensanierung durchführe, bleibt das ganze jetzt drauf. Ich gehe davon aus, dass es im Sommer nicht sehr nachteilig ist, da steht die Sonne steil und somit trifft weniger Strahlung auf die Wand, und diese wird teils durch die Stegplatten reflektiert. Ich hatte auch vorige Albedo-Installationen ganzjährig an der Wand gelassen und nicht darunter gelitten. Der oberste Teil wird sogar vom Dachüberstand verschattet. Sollte es mir im Haus zu warm werden, kann ich temporär Bettlaken mit Reißnägeln an den Deckbrettern befestigen, um den “Kollektor” von der Sonnenstrahlung abzuschirmen.

Kosten

Angenommen ich müsste das alles heute kaufen, mit welchen Kosten muss ich dann rechnen?

Bretter: hagebau listet Nut- und Federbretter “Profilholz, Fichte / Tanne, BxH: 9,6 x 240 cm, Stärke: 12,5 mm” 2,3 m² für 28,72 €, das dürfte mehr als genug sein für die hier benötigten Trag- und Deckbretter.

Molton: auf ebay gibt es neue und gebrauchte Angebote für Bühnenmolton schwarz 300g zwischen 3 und 5 € pro m², das wären jetzt hier für 15 m² etwa 60 €.

Stegplatten 4 mm: auf ebay finde ich ein 10 m² Paket für 50 bis 55 €, der Preis ist also in etwa stabil geblieben.

Schrauben, Dübel, Nägel würde ich in größeren Packungen kaufen, die hier anteilig anzusetzen wären. Wetterfestes Klebeband kommt noch dazu, und ein paar Tackerklammern.

Dann hätte das Projekt hier Materialkosten von unter 200 €. Das finde ich recht überschaubar.

Erfahrungsbericht Midea PortaSplit bei mir

Sat, 20 Dec 2025 21:20:10 +0100

Ich kann ja ziemlich stur sein, diesen Winter treffen da zwei Sachverhalte zusammen: 1. ich habe mir vorgenommen, kein fossiles Heizöl mehr zu kaufen, 2. das Projekt, die Ölheizung durch eine Wärmepumpe zu ersetzen, harrt noch der Umsetzung.

Ich muss mich also diesen Winter behelfen, und elektrische Heizlüfter sind nicht ideal, Holzöfen haben auch allerlei Nachteile. Ich hatte schon Erfahrung mit einem Abluft-Klimagerät, das ist aber auch korxig (vielleicht mehr dazu in einem separaten Post).

Split-Klimaanlagen sind billig, aber die muss ein Profi installieren - offiziell sowieso, aber auch praktisch, denn ohne Vakuumpumpe und korrektes Abschneiden, Aufweiten und Zusammenfügen der Rohre geht da nix. Ein Online-Anbieter ruft allein für die Inbetriebnahme deutlich über tausend Euro auf. Für einen Behelf für vielleicht (hoffentlich!) nur einen Winter waren mir diese Kosten und der Eingriff in die Bausubstanz zu hoch.

Aber das Produkt Midea PortaSplit hat mein Interesse geweckt: eine Split-Klimaanlage, die als Gesamtsystem betriebsbereit daherkommt und von mir selbst aufgestellt werden kann. Nachteil ist, dass sie R32 und nicht das klimafreundliche R290 (Propan) verwendet. Im Vergleich zu einem 2kW Heizlüfter macht sie fast die doppelte Wärme bei halbem Stromverbrauch. Auf den Preisvergleichsportalen erscheint Prosatech ziemlich weit oben, und bietet sie auch aktuell noch für 749 € inkl. Versand an. Ich habe sie zu diesem Preis am 19.11. bestellt und am 25.11. hat sie mir der Spediteur vor die Tür gestellt.

Palette mit verpackter Midea PortaSplit

Der Karton ist eine nach oben abziehbare Haube, es lohnt sich aber dennoch, ihn zuerst oben zu öffnen, weil man so die obere Styroporform mit dem Zubehör schon mal herausnehmen kann. Das Außengerät wiegt etwa 10 kg, das Innengerät gut 32 kg. Anders als bei üblichen Split-Klimaanlagen befindet sich der Kompressor in der Inneneinheit, man wollte wohl die Außeneinheit so leicht wie möglich machen, damit sie sich besser am Fensterrahmen befestigen lässt, außerdem muss sie ja auch aus dem Innenraum hinausgehoben werden, und das bei Ab- und wieder Aufbau ggf. mehrmals. Unter “Fensterhalterung” steht in der Anleitung, dass man diese und die Außeneinheit bei Sturm oder Hagel abbauen soll. Das betrifft mich glücklicherweise nicht – ich stelle die Außeneinheit auf den Boden. Die Anleitung kommt übrigens als telefonbuchdicker Wälzer, weil da 12 Sprachen abgedruckt sind.

Für den Transport im Haus zum Einsatzort war es zweckmäßig, die Abdeckplatte auf die Inneneinheit zu legen und darauf die Außeneinheit zu stellen, wie es zur Lagerung empfohlen wird, denn so hat man einen “Turm”, der sich durchs Haus rollen lässt. Einen sehr unebenen Teppich habe ich beiseite gerollt, damit ich nicht darüberhumpeln muss; an Teppichkanten hilft es, einen Karton als Rampe aufzulegen.

der Turm aus Außeneinheit auf Inneneinheit zum Transport

Das Gerät macht einen sauber verarbeiteten Eindruck. An ein paar von den sehr dicht stehenden Lamellen in der Außeneinheit waren punktuelle Verformungen zu erkennen, die aber keine nennenswerte Auswirkung auf die Funktion haben dürften. Der Ventilator in der Außeneinheit hat Kunststoffschaufeln.

Überhaupt hat die Außeneinheit einen Boden aus Metall, das übrige Gehäuse ist aus Plastik. Das ist ganz auf Zweckmäßigkeit optimiert.

Die Inneneinheit finde ich schlicht und elegant. In den Griffmulden befinden sich federnde Klappen, so dass die Seitenwände glatt erscheinen. Dass die oberen zwei Schrauben mit Plastikkappen verdeckt sind, die unteren aber nicht, erscheint mir inkonsistent.

der Wärmetauscher in der Außeneinheit

Die Verbindung zwischen den Einheiten umfasst die beiden Kältemittelleitungen, Strom- und Signalkabel und eine Kondensatleitung, durch die (bei Kühlbetrieb) Kondenswasser aus der Innen- in die Außeneinheit gepumpt wird. Das ganze ist ziemlich steif und bis zu 2,7 cm dick.

Ich hatte erst Bedenken, ob der Schlauch lang genug für meine Aufstellweise ist, er ist mit 2 m angegeben. Das hätte mit Höhe und Tiefe des Fensterbretts eng werden können. Aber der Schlauch ist am Innengerät auf einer Höhe von 40 cm angesetzt und am Außengerät auf der Oberseite in 50 cm Höhe, so reicht es problemlos.

Das Wohn- und Esszimmer “Bauernstube” hat knapp 25 m² und ist über einen Durchgang mit der Küche (gut 9 m²) verbunden. Die Erfahrung hat gezeigt, dass ein 2 kW Heizlüfter nicht geeignet ist, in diesem Raumverbund eine akzeptable Temperatur herzustellen und zu halten – wobei ich den nicht durchgehend den ganzen Tag betrieben habe, da bin ich doch zu knauserig. Midea gibt in seinen Dokumenten verwirrenerweise unterschiedliche Zahlen für die Heizleistung an, einerseits wie Kühlleistung 3,5 kW, andererseits eine “Auslegungsleistung” von 2,2 kW. Letztere wäre unzureichend für meine Zwecke, aber passt auch nicht zu einem SCOP 4 bei einer Leistungsaufnahme von 950 W (aber für Kühlung passen 3,5 kW Kühlleistung, 1230 W Stromaufnahme und SEER 6,1 auch nicht zusammen - ein ordentliches Datenblatt hätte auch punktuelle Angaben wie A2/A30 oder sowas, und nicht nur den SCOP).

der vorgesehene Aufstellort

Ich hatte schon darüber nachgedacht, ob ich in den Fensterrahmen einen Ausschnitt sägen will (die Fenster in diesem Zimmer sind ohnehin bald zu einer Modernisierung fällig, es handelt sich noch um Verbund-Holzfenster Typ Wagner von 1972), die Breite zwischen Fensterflügel und Wand hätte gerade so gereicht, wenn ich das Fenster allerdings drehend öffne und nicht kippe, würde die Leitung gequetscht. Ich habe mich dann doch für die sanftere Lösund durchs geöffnete Fenster entschieden. Mit dem Gerät wird als Fensterabdichtung ein Kunststoffstreifen mit Reißverschluss mit Klettbefestigung an Rahmen und Flügel mitgeliefert, ich habe mich aber für eine eigene Bastellösung entschieden. Die Verbindungsleitung ist relativ steif und legt sich nicht bereitwillig ideal in den Fensterspalt, sondern liegt diagonal. Das Fenster bleibt daher etwas weiter offen als man idealerweise erwartet hätte.

Ich nutze habe insgesamt drei Ebenen für die Dämmung des Fensterspalts.

Innen habe ich einen “Schal” aus Molton (ca. 4m x 0,5m), den ich an Rahmen und Fensterflügel tackere. Aufgrund der Breite kann er mindestens zweilagig genommen werden. Auf der Scharnierseite habe ich ihn einfach in den Spalt zwischen Flügel und Wand gestopft.

Von außen habe ich einen Streifen Luftpolsterfolie ebenfalls umlaufend punktuell mit Klebeband an Fensterrahmen und Fensterflügel befestigt.

Das Fenster mit Moltonschal und Luftpolsterfolie

Und ganz außen drauf habe ich auf den Fensterrahmen und den Stulp des zweiten Fensterflügels (so nennt man das Brett, das die Kante zwischen den beiden Flügeln verdeckt, sagt Wikipedia) eine Stegplatte mit Leisten draufgeschraubt, in die ich für die Klimaleitung eine Aussparung geschnitten habe. Vorher auf das Holz Dichtungen aufgeklebt. Die Unterkante der Stegplatte steht am Traufblech an und wurde mit Klebeband angeschlossen, auch die Klimaleitung wurde mit Klebeband an die Stegplatte angeschlossen.

Fenster von außen mit Stegplatte

Nun ist das Gerät aufgestellt, also kann ich es in Betrieb nehmen. Es gibt drei Wege, das Teil zu bedienen: über ein Bedienfeld auf der Oberseite, über die mitgelieferte Fernbedienung, oder über eine App. Von der App nehme ich jedenfalls zunächst Abstand, weil die Kommunikation nicht lokal, sondern über eine vermutlich chinesische Cloud erfolgt. Da das Gerät in Reichweite steht, sehe ich auch keine Notwendigkeit für die Fernbedienung, sondern nutze das Tastenfeld am Gerät selbst.

Zunächst geht es mir darum, den Raum auf Temperatur zu bringen. Daher stelle ich natürlich auf Heizen und “Fan” auf “High” ein, wähle als Zieltemperatur 28 Grad, damit gibt das Teil kontinuierlich Vollgas. Die Luftklappe habe ich ganz auf gestellt und verzichte auf die Wedelfunktion. Primär erfolgt die Anzeige auf der Geräteoberseite, zusätzlich wird die eingestellte Temperatur auch auf das Plastik an der Vorderseite projiziert - jedenfalls wirkt die Darstellung etwas unscharf.

Das Innengerät der Midea Portasplit im Betrieb

Ich habe ein Energiemessgerät als Zwischenstecker eingeschleift, damit ich die Leistungsaufnahme beobachten kann. Der Kompressor wird sanft angefahren, erreicht bald um die 800 W Stromaufnahme und steigert sich nach und nach bis auf etwa 1050 bis 1100 W. Die Wärmeleistung von 3,5 kW erscheint mir plausibel.

Das Datenblatt ist insoweit zutreffend, dass die Einstellung des Lüfters (es gibt Silent, Low, Medium, High und Auto) sich auf den Lüfter innen und die Kompressorleistung auswirkt, aber der Lüfter im Außengerät immer gleich läuft. Auch wenn wegen des Abstands von den Nachbarn der Schall die zulässige Lautstärke nachts nicht überschreiten würde, möchte ich es mir mit der Nachbarschaft nicht verscherzen und habe beschlossen, dass ich das Gerät zwischen ca. 22 und 6 Uhr abschalte. Nachdem sich alles “heruntergefahren” hat, beträgt die Leistungsaufnahme zunächst noch ca. 7 Watt, nach einer Minute macht es Klick und dann bleiben dauerhaft laut Meßgerät 1,7 W übrig.

Das Aus- und Einschalten ließe sich über die App komfortabel auf Uhrzeiten einplanen, am Gerät gibt es eine Timer-Funktion, wo sich Aus und Ein in Halbstundenschritten vorausplanen lässt.

In den ersten Betriebstagen hat sich der vorher ziemlich ausgekühlte Raum nach und nach auf meine Wunschtemperatur erwärmt. Wenn es mir warm genug ist, lasse ich das Gerät aber weiterhin laufen, und öffne die Gangtür, damit der Rest des Hauses ein wenig Wärme abbekommt.

Was relativ schnell auffällt, ist das Abtauen. Die ersten Betriebstage waren neblig und die Außentemperatur lag bei plus 1 bis 2 Grad. Da bildet sich schon nach fünf bis zehn Minuten reichlich Reif auf dem Wärmetauscher.

Midea PortaSplit Außengerät mit Reif auf dem Wärmetauscher

Anscheinend funktioniert sie dennoch weiterhin ganz gut. Aber nach etwa 30 Minuten legt sie einen Abtauvorgang ein. Der Kompressor geht aus, die Wärmetauscher werden noch ein bisschen durchgelüftet, dann verstummen die Lüfter. Dann geht der Kompressor in Kühlmodus (heizt also den Wärmetauscher im Außengerät). Im Innengerät ist ein deutliches Brummen zu hören, die Leistungsaufnahme beträgt 5 Minuten lang etwa 500 W. Am Außengerät kann man beobachten, dass der Reif zunächst transparent wird und dann langsam schmilzt und von oben nach unten die Lamellen wieder freigibt. Jemand schreibt, dass die gelbliche Farbe des Wärmetauschers eine von Midea benutzte Beschichtung ist, die das Abtauen unterstützen soll. Dampfwolken, wie sie bei manchen anderen Geräten zu sehen sind, gibt es keine.

Ich habe im Akkudoktor Forum Berichte zum Abtauvorgang verschiedener LLWP gelesen, hier ist nicht spürbar, dass das Innengerät Kälte abgeben würde. Vermutlich trägt der Aufbau mit Filtermatte seitlich und Luftauslass oben dazu bei, dass temporäre Kälte im Gerät gekapselt bleibt.

Insgesamt dauert der gesamte Abtauvorgang etwa acht Minuten (von “bläst Warmluft in den Raum” bis “bläst wieder Warmluft in den Raum”).

Leider scheint nur die Außentemperatur das Abtauen zu bestimmen, ob tatsächlich nennenswerte Reifbildung vorliegt, macht keinen Unterschied, wie ich bei sonnigem Wetter beobachten konnte. Das ist ein bisschen schade.

Das Kondenswasser sowie Schmelzwasser wird über einen an die Bodenplatte des Außengeräts angeschlossenen mitgelieferten Schlauch abgeführt. Bei Frost vereist dieser leider, so dass das Wasser stattdessen irgendwo aus dem Gerät ausläuft. Ich werde versuchen, den Schlauch zu entfernen und stattdessen eine Rinne unterzulegen, in die das Wasser tropfen soll.

Reifbildung erfolgt auch auf dem Deckel der Außeneinheit, Eisbildung außerdem auf dem Lüftergrill. So weit ich beobachtet habe, scheint kein Warmluftstoß mittels Lüfter zu erfolgen, da der Abtauvorgang aber auch nur schmilzt, wäre die Luft wohl nicht warm genug, den Lüftergrill zu enteisen. Für die Funktion stört das auch nicht, es ist nur ein ästhetisches Thema.

Insgesamt bin ich mit der Anschaffung sehr zufrieden. Ich schätze, dass sich das Gerät im Vergleich zu einer Stromdirektheizung (z.B. Heizlüfter) für mich schon innerhalb eines Winters bezahlt macht. Das liegt natürlich auch daran, dass ich auf maximale Wärmeabnahme abziele, was kein typisches Anwendungsszenario darstellt. Nach 18 Tagen Betrieb (3.12.-20.12.) habe ich nun 234 kWh Strom verbraucht.

Energiespar-Howto: Keller-Lichtschacht einwintern

Thu, 11 Dec 2025 13:40:13 +0100

Hier möchte ich vorstellen, wie ich mit wenig Aufwand einen meiner Kellerlichtschächte gedämmt habe. Der Heizkeller hat im Gegensatz zum Hobbyraum nur ein Einfachglas im Stahlrahmen und ein Mäusegitter, der Fensterflügel ist außerdem so verzogen, dass er nicht richtig geschlossen werden kann. Also muss eine Trennung zwischen kalter Außenluft und Keller her!

Ich baue zwei Schichten ein, vor dem Fenster und nochmal unter dem Lichtschachtgitter. Zunächst ein wichtiger Sicherheitshinweis. Im Heizkeller steht (noch) eine Ölheizung, ein Viessmann Niedertemperaturheizkessel von 1988, der seine Verbrennungluft aus dem Aufstellraum bezieht. (Manche modernen Brennwertgeräte nutzen einen Kanal im Kamin, der das Abgasrohr umspült, für die Zuluft, man nennt das “raumluftunabhängig” - dann stellt sich das Thema nicht.) Ich darf das Fenster also nur abdichten, wenn ich mir sicher bin, dass die Verbrennungsluftzufuhr nicht darauf angewiesen ist. Das ist hier okay - es befindet sich in der Außenwand ein Zuluftkanal, der in einem Loch kurz oberhalb des Bodens endet. Das ist schlau: die Kaltluft von außen bildet dann einen “See” in Bodennähe, und im übrigen Raum kann sich wärmere Luft halten. Außerdem verläuft im Kamin neben dem Rauchgaszug noch ein Schacht für die Zwangsentlüftung.

Ich bin also überzeugt, dass ich guten Gewissens die Fensteröffnung verschließen darf.

Die erste Ebene bildet eine doppelte Lage Luftpolsterfolie. Das habe ich schon in den Vorjahren so gemacht, im Sommer kann ich die Folie wie ein Rollo aufwickeln (und mit einem alten Schuhband zusammenbinden), ich muss sie also vor dem Winter nicht erst irgendwo suchen, sie ist schon da.

Blick in den Lichtschacht

Die Luftpolsterfolie habe ich nach dem Abwickeln mit Klebeband am Betonrahmen befestigt, damit wenig Luft vorbeiziehen kann.

Man sieht übrigens hier ein paar sinnvolle Details der damaligen Bauausführung. Ich vermute, der Korpus des Lichtschachtes ist Fertigbeton. Er hat eine Abflussöffnung in der Mitte, damit Wasser versickern kann. Er ist auch so angesetzt, dass unter der Fensterunterkante noch eine Schwelle bleibt. Vor Ort wurde nach dem Verputzen der Wand der Rahmen für das Lichtschachtgitter aufgesetzt, der wurde seitlich mit Mörtel befestigt. Diese Schrägen erschweren es, dass Niederschlagswasser in den Lichtschacht hineinläuft. Somit ist ein gewisser Schutz gegen eine Überflutung des Kellers gegeben. An dieser Wand befindet sich der Balkon, alle drei Lichtschächte sind daher ohnehin weitgehend von Niederschlag geschützt.

Die Oberkante der Folien habe ich mit einem Stecken ans Mäusegitter gedrückt, in den Vorjahren hatte ich sie nur lose runterhängen lassen, aber diesmal habe ich mir mit dem Klebeband etwas mehr Mühe gegeben.

Zur Wand hin hängt der Rahmen in der Luft. Den Spalt verschließe ich auf der Unterseite mit Klebeband zur Wand hin (ganz oben im folgenden Bild). Denn gleich folgt die zweite Dämmebene.

Blick unter die Kante des Lichtschachts

Kalte Luft sinkt ab, im Lichtschacht würde sich also ein Kältesee bilden, das ist nicht gut. Daher ist es vorteilhaft, den Lichtschacht von der Außenluft abzuschirmen. Für ein anderes Projekt habe ich mal bei einem Händler auf amazon ein Paket “14 Stück Polycarbonat Hohlkammerplatten 10,25 m² Doppelstegplatte” für 57€ gekauft, die Platten sind 4mm stark und ca. 60x120cm groß. Eine davon ließ sich also leicht auf das benötigte Maß von 109x49cm zuschneiden (das geht leicht mit einem Cutter/Teppichmesser). Die Kammern zwischen den Außenschichten dienen der Isolierung. Daher soll in diese Röhren keine Umgebungsluft eindringen. Ich umklebe deshalb die Enden mit Klebeband.

Die Stegplatte liegt im Rahmen

Die Platte war nicht neu, sondern schon anderweitig im Einsatz. Ich habe daher auch Bohrlöcher mit Klebeband verschlossen.

Man könnte die Dichtigkeit weiter erhöhen, indem man in den Rahmen oder auf die Unterseite der Platte eine Dichtung klebt. Das habe ich mir gespart.

Nun muss ich nur das Gitter wieder auflegen. Es drückt die Stegplatte gegen den Rahmen, das reicht mir zur Abdichtung.

Das Gitter liegt wieder auf dem Lichtschacht.

Nun kann sich im Lichtschacht ein mittleres Temperaturniveau zwischen Außentemperatur und Keller einstellen. Der Energieverlust ist deutlich gemindert!

Ein positiver Nebeneffekt: wenn ich das ganze im Frühjahr wieder abbaue, kann ich Herbstlaub und Dreck einfach von der Stegplatte abkehren, und muss nicht in den Lichtschacht steigen, um ihn zu reinigen.

S-Bahn Nordring-Pendelzug: meine Idee

Mon, 01 Dec 2025 19:19:56 +0100

Die Deutsche Bahn plant auf Anregung durch die Stadt München und BMW und beauftragt durch den Freistaat Bayern als Vorläufer für den Traum vom S-Bahn-Nordring einen Pendelverkehr von Karlsfeld oder Moosach zum FIZ und/oder Euro-Industriepark. Das ganze hat neulich wieder die Aufmerksamkeit von BMW und Presse bekommen, weil das Projekt nicht zur Sanierungssperrung des Allacher Autobahntunnels fertig werden soll. Dass Straße und Schiene ganz unterschiedliche Planungsregularien und -geschwindigkeiten aufweisen, ist ja immer wieder zu beobachten. Bei meiner Recherche bin ich aber auf widersprüchliche Informationen zum Projektstand gestoßen.

Ich schrieb dazu am 29.10.25 folgende Mail an die Bahn. Leider ist die erhoffte Antwort bisher ausgeblieben. Um über die Idee leichter diskutieren zu können, stelle ich sie hier rein. Die Wahrnehmung wurde möglicherweise durch zwei Aspekte erschwert, die leider für mich nicht untypisch sind: 1. sie ist eher lang; 2. mein wichtigstes Anliegen steht nicht ganz oben.

An: info(at)bahnausbau-muenchen.de

Sehr geehrter Herr Hatzel, sehr geehrte Damen und Herren,

in den vergangenen Monaten wurde über den Pendelzugverkehr auf dem Münchner Nordring berichtet, besonders wegen des Zusammenhangs mit der Sanierung des Allacher Tunnels. Beispiel: https://www.sueddeutsche.de/muenchen/muenchen-s-bahn-nordring-allacher-tunnel-verkehr-deutsche-bahn-li.3307257 vom 07.09.25

Auf Ihrer Projektseite https://www.bahnausbau-muenchen.de/projekt.html?PID=88 kann ich leider die Abfolge der Aktivitäten und den Zeitplan nicht genau ablesen, ein Zeitstrahl wie bei Großprojekten ist für mich nicht auffindbar. Der Status ist angegeben mit “Aktuell wird die Vergabe der Planungsleistungen vorbereitet.” Der o.g. SZ-Artikel zitiert, es konnte keine Planer gefunden werden. Andererseits berichtet https://afry.com/de-de/newsroom/news/planungsarbeiten-fur-munchner-nordring datiert vom 27.06.24 darüber, einen umfangreichen Planungsauftrag erhalten zu haben. Zitat: “AFRY wurde von der DB InfraGO AG (ehemals DB Netz AG) mit der Verkehrsanlagenplanung, Leistungsphasen 1–4, beauftragt. Dies umfasst die Grundlagenermittlung, Vorplanung, Entwurfs- und Genehmigungsplanung. Außerdem erhielt AFRY den Auftrag für den Vorentwurf, die Entwurfsplanung und die Erstellung der Genehmigungsunterlagen für zwei neue Bahnhöfe einschließlich der Zugangsbauwerke.” Das wirkt auf mich widersprüchlich. Wurde der Auftrag an Afry storniert? Auf der o.g. DB-Seite steht

“Projektstand: Feinplanung;

Ausblick: Erstellung Entwurfsplanung”

Das kann ich so verstehen, dass derzeit die Feinplanung erfolgt (oder abgeschlossen ist? dann wäre “Projektstand: Feinplanung abgeschlossen (Monat Jahr)” eine weniger missverständliche Angabe), und ein darauffolgender Schritt die Entwurfsplanung ist. Aber die wäre laut Afry schon seit mehr als einem Jahr beauftragt?

Mein Hauptanliegen ist aber ein anderes. Laut Afry bezieht sich die Planung auf die Strecke 5560. Das ist für den Nordring insgesamt naheliegend, denn das sind seine beiden Durchgangsgleise. Wenn es aber zunächst um einen Pendelverkehr geht, kommt mir eine andere Lösung einfacher vor: Neben den beiden Hauptgleisen des Nordrings verläuft ab Gbf München-Milbertshofen nach Osten als nördlichstes Gleis die Strecke 5567. Ab der Weiche auf Höhe der Westkante von BMW Werk 01.30 in https://www.openrailwaymap.org/?style=electrified&lat=48.189882044201106&lon=11.557048559188843&zoom=18 ist das Gleis elektrifiziert, nur die Weiche selbst nicht, sofern es sich dabei nicht um einen Detailfehler auf ORM handelt. Wenn der Pendelzug ab da (ersatzweise könnte er erst auf Höhe der Schleißheimer Str. ausfädeln) die 5567 befährt, wäre er von dem SGV Durchgangsverkehr auf den beiden Hauptgleisen weg, gerade in dem Streckenteil, wo er wegen seiner Halte besonders im Weg umgehen würde. Außerdem ist nördlich des Gleises kein weiteres, so dass sich ein Seitenbahnsteig ohne Schienenquerung anschließen lassen würde. Für den Haltepunkt FIZ könnte der Bahnsteig sich auf der Brücke über die Knorrstraße erstrecken, indem er das stillgelegte Gleis überbaut. Ein Haltepunkt Euro-Industriepark Ost zwischen der geplanten Brücke der Trambahn und dem Fußweg “Missing Link” Maria-Probst-Str./Lindberghstraße erneut mit Bahnsteig über stillgelegtem Gleis wäre ebenfalls (nach Nord/West) ohne Schienenquerung zugänglich und könnte neben den dortigen BMW und EIP Fahrgästen auch manchen DB InfraGO Mitarbeitenden gelegen kommen. Die Nähe zum Zenith/Motorwelt lässt auch Fahrgastaufkommen abends erwarten. https://www.sueddeutsche.de/muenchen/freimann-ein-weiter-weg-fuer-100-meter-1.3347022 von 2017 nennt für die 5567 12 Zugbewegungen am Tag, das sollte sich mit dem Pendelzug vereinbaren lassen. Natürlich kann nur ein Pendelzug auf einmal auf dieser östlichen Teilstrecke sein, aber ich denke, ein 10-Minuten-Takt ist dafür ohnehin nicht vorgesehen.

Die Bahnsteige könnte man als temporäre Konstruktionen bauen, bis dann irgendwann der S-Bahn-Nordring in neuer Schönheit vollendet wird. Die Stadtpolitik hat laut den erstgenannten SZ-Bericht ausdrücklich ein Provisorium vorgeschlagen. Was spricht gegen diese Idee, oder ist das womöglich ohnehin der aktuelle Plan?

Vielen Dank fürs Lesen und ich würde mich über eine Antwort sehr freuen.

Mit freundlichen Grüßen

Karl Ewald

Zur Erläuterung: aus meiner Sicht gibt es folgende Aspekte:

die Politik will aus nachvollziehbaren Gründen den Pendelverkehr rechtzeitig zur Sperrung des Allacher Tunnels haben. Sie begrüßt dabei ausdrücklich auch ein Provisorium.
der Güternordring ist wichtig für die Verkehrswende, schon heute intensiv genutzt und soll möglichst wenig unter dem zusätzlichen Personenverkehr leiden.
Die Fahrgäste müssen ja auch an den neu zu schaffenden Haltepunkten einen Bahnsteig vorfinden. Mehr als 210 m lang braucht der sicherlich nicht sein (S-Bahn Langzug), aber das wäre nicht verkehrt.

Ich betrachte nicht die Anbindung ans bestehende S-Bahn-Netz in meinem oben wiedergegebenen Vorschlag, sondern konzentriere mich auf die neuen Haltepunkte. Ich sehe aber, dass vom Bahnhof München-Moosach Gleis 3 die Strecke 5525 erreichbar ist, und ein Einfädeln in den Nordring 5560 möglich ist. Dabei muss der Zug nach Westen ab Lasallestraße das Gegengleis benutzen.

In Anbetracht der Tatsache, dass die S1 in Feldmoching ohnehin eine U-Bahn-Anbindung in den Münchner Norden hat (Am Hart erschließt ziemlich genau die BMW-Ziele), wäre es freilich sinnvoller, die Pendel-S-Bahn an die S2 anzubinden, damit neue Verkehrsbeziehungen geschaffen werden. Aber weder in Allach noch in Karlsfeld liegen Gleise an einem Bahnsteig an, von denen Weichen zum Güternordring führen. In Karlsfeld befindet sich zwischen den S-Bahn-Gleisen und den Gütergleisen noch dazu die Schnellfahrstrecke. Östlich der Güterstrecke 5563 liegen aber aufgelassene Gleise, die für den Pendelzug reaktiviert und elektrifiziert werden müssten, dann wäre wohl auch ein ebenerdiger Zugang von Osten realisierbar. Irgendwo muss der Pendelzug ja auch Pause machen oder abgestellt werden können. Neben der Elektrifizierung dürfte der Einbau von Weichen großen Aufwand erfordern.

Oder man nimmt die Gleisbelegung der östlichen Gleises der Güterstrecke 5563 in Kauf und baut an dieses einen Behelfsbahnsteig an seine Ostseite. Damit man die Lärmschutzwand nicht wieder wegreißen muss, würde der Bahnsteig von der Fußgängerunterführung nach Süden verlaufen. (Anmerkung: diese Idee fußte auf veralteten Daten. Openstreetmap erweckte den Eindruck, dass südlich der Fußgängeruntzerführung keine Lärmschutzwand steht, die ist aber laut Luftbild durchgehend vorhanden. Der Plan ist damit leider nicht umsetzbar.) Der Zugang von Osten kann ebenerdig erfolgen. Dieses Setup würde aber Bauarbeiten für eine bessere Lösung im Wege stehen.

Wenn man noch weiter guckt, dann wäre Esting an der S3 ein interessanter Haltepunkt für P+R Umsteiger. Die Gütergleise umklammern allerdings ab Olching die Schnellfahrstrecke nach Augsburg, und nur die südliche Spur erlaubt einen Wechsel auf die S-Bahn-Gleise. Auf dem Güternordring sehe ich von Forstweg bis Olching leider keine Überleitstelle, der Zug stadtauswärts wäre also ab Forstweg auf der falschen Seite. Straßenseitig müsste man auch eine Ausfahrt von der B471 auf eine Vergrößerung des Parkplatzes Esting erst schaffen, dann wäre es aber eine frühe Gelegenheit, Verkehr von der A8 auf die Schiene zu packen, auch während der Allacher Tunnel zu ist. Eignet sich aber nicht für eine schnelle Lösung.

Aber nun zum “Ostteil” der Pendelstrecke.

Mein Vorschlag sieht die Ausfädelung aus dem Nordring auf 5570/5567 hier vor, wobei nur das Abzweiggleis zur 5570 nicht elektrifiziert ist laut Openrailwaymap:

auf Openrailwaymap eingezeichnete Skizze der Gleisnutzung für den Pendelverkehr

Damit ist der Pendelzug ziemlich schnell wieder vom Nordring weg. Insbesondere belegt er die Durchgangsgleise nicht an seinen neuen Haltestellen. Damit wird der Güterverkehr nur wenig beeinträchtigt.

Für die möglichen Lagen der Bahnhöfe habe ich den BayernAtlas (atlas.bayern.de) genommen, weil man darin Entfernungen messen kann, so dass ich mich vergewissern kann, dass ein Bahnsteig von 210 m hin passt.

Auf der Brücke über die Knorrstraße könnte das vierte Gleis (Openstreetmap sagt “aufgelassene Bahnstrecke”) mit dem Bahnsteig überbaut werden. Von da müsste man auf mindestens einer Straßenseite eine Treppe runter auf die Knorrstraße ansetzen. Ggf. kann man aber auch etwas abseits der Straße direkt auf das Gelände, womöglich will BMW sogar eine Zugangsschleuse in den Zaun zum FIZ machen für die Leute.

BayernAtlas Luftbild mit Skizze einer möglichen Bahnsteigplatzierung FIZ

Der zweite Haltepunkt “Euro-Industriepark” könnte östlich der entstehenden Trambahnbrücke liegen. Hier schwenkt das Gleis vom Nordring weg nach Nordost, um dann im InfraGO Gelände zu enden.

Ich glaube, ich habe den Bahnsteig hier ein wenig zu weit westlich eingezeichnet. Das Gleis ist jedenfalls für die benötigte Bahnsteiglänge gerade, das ist wichtig, damit die Abfertigung durch den Triebfahrzeugführer auf Sicht erfolgen kann, und keine technische Unterstützung (z.B. Kameras/Monitore) benötigt werden.

BayernAtlas Karte mit Skizze des möglichen Haltepunkts EIP

Die Politik hat ja ausdrücklich ein Provisorium vorgeschlagen. Das könnte nach meiner laienhaften Vorstellung ein aus Bauholz zusammengezimmerter Bahnsteig sein, wie es auch sonst bei Bauarbeiten manchmal gemacht wird, oder etwas edler, eine auf dem Gleis aufsetzende Plattform, wie sie beim Hauptbahnhof Gl.26 aufgebaut wurde. Jedenfalls kann Gleisbett und Gleis als Fundament dienen.

Für einen Pendelverkehr ab Moosach bräuchte es neben den neuen Bahnsteigen am Nordring (mit Zugängen) und den paar Metern Oberleitung an der Weiche keine weiteren baulichen Veränderungen. Bis einer der Bahnhöfe an der S2 passend ausgebaut ist, könnte so relativ schnell ein Pendelverkehr starten, stelle ich mir vor.

Ergänzung

Zwischenzeitlich habe ich meine Idee mit Experten von ProBahn diskutiert.

Die zentrale Erkenntnis: ich habe das falsche Problem bearbeitet.

der Bottleneck auf der Güterbahnstrecke östlich des Rangierbahnhofs ist die Mitbenutzung der S8-Gleise von südlich Unterföhring bis Daglfing. Die Pendel-S-Bahn verschlechtert daher die Kapazität in dem Bereich, wo ich sie rausnehmen wollte, nicht merklich.
die DB hat keine Lust, irgendwelche Zwischenlösungen zu bauen, sondern will dann gleich so bauen, dass es für den späteren Nordring passt.
die Trambahn ist schon so geplant (PFA 1), dass die künftige Haltestelle an den Nordringgleisen von der Brücke zwischen Schwabing Nord und Maria-Probst-Straße überspannt wird.

So ganz mag ich meine Idee trotzdem nicht verwerfen. Besonders die Zugangsbauwerke an die Nordringgleise sind sicher mit erheblichem Aufwand und entsprechend zeitraubenden Planungen verbunden. Ein Hindernis könnte sein, wenn das Brückenbauwerk für die Trambahn nicht genug Platz für den Bahnsteig EIP lässt. Und die Frage bleibt, wo der westliche Endpunkt des Pendelzugs liegen soll. Moosach ist zwar am einfachsten, aber wie gesagt wäre das eine Parallelverbindung zur bestehenden U2 ab Feldmoching mit wenig Mehrwert. Alles andere wird aufwändiger. 😢